Tại phiên thảo luận của Diễn đàn, các diễn giả hiến kế hoàn thiện khung pháp lý và hạ tầng nhằm khơi thông dòng vốn xanh vào các dự án năng lượng tái tạo.
Chiều ngày 13/8, dưới sự chỉ đạo của Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI), Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp phối hợp với Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng Thông minh (iSEAR) cùng các cơ quan, đơn vị liên quan tổ chức Diễn đàn "Mua bán điện trực tiếp và phát triển lưu trữ năng lượng: Đòn bẩy cho chuyển dịch xanh và phát triển bền vững".
Dưới sự điều phối của Nhà báo Nguyễn Tiến Dũng – Phó Tổng Biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp, phiên thảo luận tập trung làm rõ các quy định mới về mua bán điện trực tiếp và lưu trữ năng lượng tái tạo. Mục tiêu trọng tâm là tổng hợp các ý kiến thực tế từ doanh nghiệp để đề xuất với Chính phủ điều chỉnh chính sách kịp thời.
Ông Nguyễn Văn Hoàng, Phó Chủ tịch Hiệp hội Dệt may Việt Nam cho biết, toàn ngành hiện có khoảng 7.000 doanh nghiệp, với kim ngạch xuất khẩu đạt 46,2 tỷ USD vào năm 2015 và hướng tới 48 tỷ USD năm 2006. Ông nhấn mạnh, việc chuyển dịch sang mô hình nhà máy xanh không còn là lựa chọn khuyến khích mà đã trở thành yêu cầu bắt buộc từ các thị trường quốc tế.
Theo ông Hoàng, mặc dù chi phí đầu tư ban đầu gia tăng, các doanh nghiệp áp dụng mô hình xanh có thể hoàn vốn sau 3 năm nhờ tiết kiệm tài nguyên điện, nước và tối ưu hóa năng suất lao động.
Tốc độ đầu tư năng lượng sạch sụt giảm rõ rệt kể từ khi chính sách khuyến khích điện mặt trời mái nhà dừng lại. Hiện, nhiều doanh nghiệp tự sản tự tiêu bị lãng phí lượng điện dư thừa trong các ngày nghỉ.
Ông Hoàng cũng nêu ra những trở ngại tại khu công nghiệp (KCN). Nhiều nhà máy (điển hình tại KCN Amata) gặp vướng mắc do đơn vị quản lý hạ tầng có công ty mua bán điện riêng và từ chối cho đấu nối vì lo ngại về an toàn lưới điện. Điều này buộc doanh nghiệp phải tốn thêm chi phí mua chứng chỉ giảm phát thải từ bên ngoài để đáp ứng yêu cầu của đối tác.
Đánh giá về xu hướng quốc tế, ông Nguyễn Võ Trường An, Tổng Giám đốc Công ty CP Sàn giao dịch tín chỉ Carbon ASEAN cho biết, các cơ chế nghiêm ngặt như CBAM hay ETS của EU đang đòi hỏi bằng chứng giảm phát thải carbon thực tế. Việc sử dụng chứng chỉ thuộc tính năng lượng I-REC đối với Scope 2 không còn được CBAM chấp nhận, thay vào đó, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) bắt buộc phải được áp dụng.
Để giải quyết tình trạng bên bán và bên mua điện tái tạo chưa thể "tìm thấy nhau", ông An kiến nghị Việt Nam cần sớm xây dựng một Sàn giao dịch điện hoặc Sàn giao dịch năng lượng số hóa. Sàn này sẽ chuẩn hóa việc định giá, quản lý các loại hợp đồng CfD, hợp đồng giao ngay, hợp đồng tương lai và dịch vụ lưu trữ. Mô hình này giúp thị trường vận hành minh bạch, số hóa toàn bộ dữ liệu công suất phát và lượng tiêu thụ để bảo vệ các bên.
Dưới góc độ hiệp hội và chuyên gia, ông Nguyễn Xuân Quy, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam đánh giá cao Nghị định 243/2026/NĐ-CP khi nâng tỷ lệ bán điện dư lên 50% và mở rộng đối tượng bán lẻ.
Tuy vậy, ông chỉ ra ba trở ngại lớn kìm hãm cơ chế DPPA qua lưới điện quốc gia. Thứ nhất, năng lượng tái tạo khó dự báo sản lượng; Thứ hai, các chi phí truyền tải, phân phối, điều độ và tổn thất chưa công bố dài hạn, khiến doanh nghiệp và ngân hàng không tính toán được dòng tiền trong 15-20 năm, gây khó khăn lớn khi huy động vốn quốc tế; Thứ ba, hạ tầng truyền tải ở vùng giàu tiềm năng như Nam Trung Bộ, Tây Nguyên bị quá tải, trong khi nhu cầu tiêu thụ tập trung ở miền Bắc và Đông Nam Bộ.
Ông Quy nhấn mạnh việc thiếu hợp đồng mẫu tiêu chuẩn quốc tế cũng kéo dài thời gian phát triển dự án lên 3-5 năm. Ông bày tỏ sự xót xa khi lượng điện dư thừa bị lãng phí trong các ngày nghỉ của nhà máy dệt may.
Theo ông Bùi Trung Kiên, Phó Tổng Giám đốc Tổng công ty Điện lực TP HCM (EVNHCMC), mô hình qua đường dây riêng đang phát triển tốt với 14 hệ thống tại TP HCM, tổng công suất 60 MW. Đồng thời, Thành phố có hơn 5.000 khách hàng đăng ký lắp đặt điện mặt trời tự sản tự tiêu với tổng công suất trên 500 MW. Ông khẳng định các chi phí truyền tải và phân phối hiện hành được hạch toán, đánh giá hàng năm và hoàn toàn minh bạch.
Về cơ chế bán điện dư, ông Kiên thừa nhận nhu cầu của doanh nghiệp rất lớn, nhưng TP HCM chưa ghi nhận trường hợp đăng ký thành công do quy trình thực tế còn mới mẻ. EVNHCMC đang phối hợp thử nghiệm thủ tục mua điện dư với một số doanh nghiệp để chuẩn hóa quy trình, dự kiến hoàn thiện và tuyên truyền rộng rãi trong tháng 8. Ông khuyến nghị chủ đầu tư cần xác định mục tiêu chính của điện mặt trời tự sản tự tiêu là tự dùng tại chỗ, tránh đầu tư quá mức.
Dưới góc độ chuyên gia, ông Phan Công Tiến - Giám đốc Viện Nghiên cứu ứng dụng năng lượng thông minh (ISEAR) đã đưa ra phân tích các giải pháp tháo gỡ nút thắt cho cơ chế DPPA. Đối với vướng mắc đấu nối tại khu công nghiệp Amata, ông cho biết Nghị định 243 đã quy định rõ nguyên tắc mở quyền truy cập lưới điện, bắt buộc đơn vị quản lý hạ tầng phải cho phép đấu nối và phản hồi bằng văn bản trong vòng 7 ngày dưới sự giám sát của Sở Công Thương.
Để giải quyết xung đột lợi ích, ông Tiến kiến nghị Bộ Công Thương sớm hướng dẫn chi tiết cách tính toán phí phân phối điện nội bộ làm cơ sở áp dụng giá mua bán hợp lý. Ông nhận định mô hình DPPA qua lưới quốc gia gặp khó do giá điện xanh chịu thêm chi phí truyền tải và phân phối, làm giảm sức cạnh tranh.
Chuyên gia đề xuất không tính phí truyền tải đối với dự án điện tái tạo dưới 30 MW chỉ phát lên lưới phân phối cục bộ và tiêu thụ tại chỗ, do dòng điện thực tế không đi qua lưới truyền tải quốc gia. Về lâu dài, Việt Nam cần phát triển thị trường điện cục bộ song song với thị trường bán buôn.
Sự kết hợp giữa việc hoàn thiện khung pháp lý, tháo gỡ điểm nghẽn hạ tầng và ứng dụng công nghệ lưu trữ (BESS) được kỳ vọng sẽ giúp khơi thông dòng vốn xanh, tạo đà cho doanh nghiệp xuất khẩu Việt Nam phát triển bền vững.
