 |
| Ngành dệt may đang chú trọng các khâu đầu tư nguyên liệu, máy móc thiết bị đảm bảo yêu cầu. Ảnh: Thu Hòa |
Xanh hóa không còn là lựa chọn
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 2025 và hướng tới 48 tỷ USD năm 2026. 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 Nguyễn Văn 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.
Tuy nhiên, 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 của doanh nghiệp tại các khu công nghiệp. Nhiều nhà máy, điển hình tại khu công nghiệp 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.
Cùng quan điểm này, ông Hoàng Quang Phòng, Phó Chủ tịch Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam nhận định, khả năng cung ứng điện xanh tác động trực tiếp đến quyết định đầu tư của các tập đoàn đa quốc gia, khả năng duy trì đơn hàng xuất khẩu và mức độ tham gia của doanh nghiệp vào chuỗi giá trị toàn cầu.
Các thị trường xuất khẩu lớn như Liên minh châu Âu, Hoa Kỳ, Nhật Bản và Hàn Quốc ngày càng siết chặt tiêu chuẩn về phát thải carbon, truy xuất nguồn gốc năng lượng, ESG và sử dụng điện tái tạo trong chuỗi cung ứng. Vì vậy, khả năng tiếp cận nguồn điện xanh ổn định đang trở thành lợi thế cạnh tranh quan trọng của doanh nghiệp Việt Nam.
Sớm có sàn giao dịch năng lượng
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.
Theo ông Bùi Trung Kiên, Phó Tổng Giám đốc, Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh, mô hình qua đường dây riêng đang phát triển tốt với 14 hệ thống tại TP. Hồ Chí Minh, 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. Hồ Chí Minh 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.
Ông Phan Công Tiến, Giám đốc Viện Nghiên cứu ứng dụng năng lượng thông minh 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, khi khách hàng không được khu công nghiệp cho phép đấu nối, ông cho biết Nghị định số 243-NĐ/CP đã quy định rõ nguyên tắc quyền truy cập mở với lưới điện cho khách hàng, bắt buộc đơn vị bán lẻ cụm khu, 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 UBND tỉnh (Sở Công Thương).
Về lâu dài, để giải quyết xung đột lợi ích giữa khách hàng và đơn vị đầu tư lưới điện nội bộ khu công nghiệp, 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 trả chi phí lưới phân phối hợp lý. Điều này được quy định trong Luật Điện lực số 61/2024/QH15.
Ngoài ra, ông Tiến nhận định, mô hình DPPA qua lưới quốc gia gặp khó do giá điện xanh chịu thêm phí truyền tải và phân phối, làm giảm sức cạnh tranh.
Chuyên gia đề xuất không tính phí lưới truyền tải đối với dự án điện tái tạo dưới 30 MW mua bán trực tiếp giữa đơn vị cung cấp và khách hàng cùng một tỉnh, thành phố, bởi nhà máy điện chỉ phát lên lưới phân phối cục bộ và tiêu thụ tại chỗ, do dòng công suất không đi qua lưới truyền tải quốc gia.
Khẳng định BESS (Battery Energy Storage System) đã trở thành hạ tầng công nghệ điện lực mới chứ không còn là công cụ tích trữ thông thường, ông Phan Công Tiến cho biết, pháp luật hiện hành hoàn toàn không cấm doanh nghiệp đầu tư BESS. Nút thắt cốt lõi nằm ở năng lực cạnh tranh về giá bán điện đầu ra của dự án.
Tuy nhiên, trong khi chi phí sản xuất điện mặt trời ban ngày rất rẻ, việc tích hợp thêm BESS với chi phí vốn ban đầu cao sẽ đẩy giá điện thành phẩm lên mức rất cao. Hiện Việt Nam chưa có các quỹ công hỗ trợ hoặc ngân sách xanh để bơm tiền trợ giá trực tiếp như một số quốc gia phát triển, Nhà nước rất ủng hộ về mặt chủ trương, nhưng doanh nghiệp và giới khoa học phải chủ động tìm giải pháp kỹ thuật.
Việc kéo giảm chi phí đầu tư và nâng cao hiệu suất sẽ giúp năng lượng lưu trữ đạt mức giá cạnh tranh trên thị trường, tạo động lực đầu tư tự nhiên cho doanh nghiệp mà không cần trợ cấp.
