Nghiên cứu - Trao đổi

Tuy nhiên, nhu cầu kỹ thuật không đồng nghĩa với việc mọi nhà máy đều có hiệu quả kinh tế như nhau khi đầu tư hệ thống pin lưu trữ (BESS). Nhu cầu là có thật, bài toán tiết kiệm chi phí điện cũng rõ ràng trên giấy, nhưng khi bắt tay vào triển khai, phần lớn doanh nghiệp lại vấp phải một nghịch lý: nhu cầu lắp đặt thì có, nhưng gọi vốn đầu tư lại không dễ. Vậy vì sao các quỹ đầu tư, các nhà phát triển hạ tầng năng lượng vẫn còn dè dặt trước một thị trường được đánh giá là giàu tiềm năng như lưu trữ điện công nghiệp?

Bài toán kinh tế cho chưa đủ hấp dẫn để xuống tiền

Lấy một ví dụ thực tế: một nhà máy sản xuất cơ khí có hóa đơn tiền điện trung bình khoảng 3 tỷ đồng/tháng (ổn định trong 6 tháng gần nhất), vận hành 24/24 và đang cân nhắc đầu tư BESS kết hợp điện mặt trời áp mái. Tuy nhiên, để đánh giá chính xác hiệu quả đầu tư, chỉ nêu công suất khoảng 10 MW là chưa đủ; cần xác định đồng thời dung lượng lưu trữ (MWh), thời gian xả, số chu kỳ vận hành, tổn hao sạc/xả, mức suy giảm của BESS và đặc điểm phụ tải của nhà máy. Với suất đầu tư và vòng đời pin hiện nay, bài toán IRR (tỷ suất hoàn vốn nội bộ) vẫn khó đạt ngưỡng kỳ vọng nếu hệ thống không tạo ra nguồn giá trị đủ rõ ràng.

Đáng chú ý, hai hệ thống có cùng công suất (MW) nhưng khác dung lượng (MWh) và chế độ vận hành có thể mang lại hiệu quả tài chính hoàn toàn khác nhau. Vì vậy, trước khi quyết định đầu tư, BESS cần được thiết kế từ dữ liệu phụ tải thực tế và cơ chế giá điện, thay vì bắt đầu từ một quy mô pin cố định.

Ông Cao Anh Tuấn, chuyên gia độc lập về thị trường điện cho biết: hiệu quả của BESS phụ thuộc rất lớn vào biểu đồ phụ tải. Đối với nhà máy có phụ tải tương đối bằng phẳng, vận hành liên tục và ít xuất hiện đỉnh công suất rõ rệt, lợi ích kinh tế của hệ thống lưu trữ có thể thấp hơn nếu chỉ khai thác chênh lệch giá điện giữa các khung giờ. Ngược lại, các cơ sở có phụ tải biến động mạnh hoặc thường xuyên xuất hiện đỉnh công suất có thể có thêm giá trị từ việc kiểm soát công suất cực đại (peak shaving), tùy theo cơ chế giá điện áp dụng.

Kết quả thử nghiệm giá bán lẻ điện hai thành phần của Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) cũng cho thấy, cùng một cơ chế giá nhưng tác động đến chi phí điện có thể khác nhau đáng kể giữa các khách hàng. Cụ thể, trong 2.258 điểm đo thử nghiệm, có 1.073 điểm ghi nhận chi phí tăng và 1.185 điểm ghi nhận chi phí giảm.

Minh chứng cho điều này, ông Cao Anh Tuấn dẫn ví dụ so sánh biểu đồ phụ tải giữa HS Hyosung Việt Nam (giảm 14% chi phí điện) và Thép An Khánh (tăng 70% chi phí điện), cho thấy nhóm phụ tải ổn định và nhóm có đỉnh phụ tải cao mang lại kết quả khác biệt rõ rệt. Đây là một gợi ý quan trọng khi đánh giá BESS: không thể chỉ dựa vào quy mô hóa đơn tiền điện để kết luận dự án sẽ hiệu quả.

Bên cạnh đó, ngay cả khi bài toán chi phí được chấp nhận, nhà đầu tư vẫn đối mặt với một câu hỏi cốt lõi: hệ thống sẽ tạo doanh thu từ đâu và bán dịch vụ cho ai, theo cơ chế giá nào? Đây là vấn đề đặc biệt quan trọng, bởi giá trị của BESS có thể đến từ nhiều nguồn khác nhau, như tối ưu hóa sử dụng điện theo thời gian, kết hợp với nguồn năng lượng tái tạo, hoặc kiểm soát công suất cực đại.

Chia sẻ về vấn đề này, bà Trần Thủy Tiên – Giám đốc Phát triển thị trường và Đối ngoại, Công ty Constant Energy cho biết: nếu nhà máy tự đầu tư BESS thì không có vấn đề gì; nhưng nếu bên thứ ba đầu tư và cho thuê, tính giá thuê dựa trên chênh lệch giữa giá trị điện nạp vào từ điện mặt trời (hoặc giá điện EVN giờ thấp điểm) với giá trị điện phát ra vào giờ cao điểm, thì hiện chưa có quy định cụ thể nào hướng dẫn mô hình này.

Nói cách khác, với mô hình nhà máy tự đầu tư, câu chuyện tương đối đơn giản. Nhưng phần lớn nhà máy lại muốn đi theo hướng thuê dịch vụ lưu trữ điện năng (mô hình bên thứ ba đầu tư – vận hành – cho thuê lại, hay Storage-as-a-Service) để giảm áp lực vốn, và đây chính xác là mô hình mà nhà đầu tư hạ tầng cần để thu hồi vốn qua nhiều khách hàng, nhiều năm. Khi khung pháp lý cho mô hình cho thuê tính phí theo sản lượng xả giờ cao điểm còn thiếu hướng dẫn cụ thể, quỹ đầu tư không có cơ sở để định giá rủi ro, dựng hợp đồng dài hạn hay huy động vốn vay dựa trên dòng tiền dự kiến. Đây là lý do khiến dòng vốn tổ chức (quỹ đầu tư, ngân hàng) vẫn đứng ngoài quan sát thay vì nhập cuộc.

Pin lưu trữ cần một tín hiệu giá đủ rõ để tạo dòng tiền

Bài toán của thị trường vì vậy không chỉ nằm ở giá BESS. Nếu chênh lệch chi phí giữa các khung giờ không đủ lớn, hoặc cơ chế tính giá liên quan đến công suất chưa tạo ra tín hiệu ổn định, nhà đầu tư sẽ khó xác định giá trị kinh tế dài hạn của BESS. Trong thử nghiệm giá điện hai thành phần của EVNSPC, thành phần công suất chiếm tỷ trọng đáng kể trong cơ cấu doanh thu, cho thấy cơ chế giá có thể trở thành một biến số quan trọng đối với các khách hàng có phụ tải biến động.

Theo ông Nguyễn Xuân Quy – Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam, ở tầm vĩ mô, mục tiêu công suất BESS từ 10.000-16.300 MW vào năm 2030 theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh cho thấy quyết tâm chính sách là có. Nhưng quy mô hệ thống BESS hiện nay được đánh giá còn nhỏ lẻ, khó đạt mục tiêu này nếu bài toán kinh tế và mô hình tài chính cho nhà đầu tư không sớm được giải quyết song song với chính sách kỹ thuật.

Suy cho cùng, mọi nút thắt pháp lý hay tín dụng đều xoay quanh một vấn đề cốt lõi: giá thành BESS tại Việt Nam vẫn cao hơn đáng kể so với các thị trường đã phổ cập BESS quy mô lớn như Trung Quốc hay Úc.

Một hướng giải quyết là tạo quy mô đủ lớn để giảm chi phí: gộp nhu cầu của nhiều nhà máy trong cùng khu công nghiệp thành các dự án lưu trữ tập trung (shared BESS) thay vì mỗi nhà máy đầu tư riêng lẻ. Tuy nhiên, shared BESS chỉ thực sự hấp dẫn khi đồng thời xác định được mô hình doanh thu, cách phân bổ lợi ích và cơ chế hợp đồng đủ rõ giữa nhà đầu tư và các khách hàng sử dụng dịch vụ.

Để dòng vốn thực sự chảy vào lưu trữ điện công nghiệp, theo tôi cần hội tụ đồng thời các điều kiện sau:

Một là, cần có khung pháp lý rõ hơn cho mô hình bên thứ ba đầu tư và cung cấp dịch vụ lưu trữ điện năng cho thuê, bao gồm phương thức xác định giá dịch vụ và cơ chế hợp đồng dài hạn.

Hai là, cần có cơ chế tín dụng xanh, bảo lãnh vay vốn hoặc các công cụ giảm chi phí vốn phù hợp với đặc thù của dự án lưu trữ.

Ba là, triển khai các dự án thí điểm dựa trên dữ liệu phụ tải thực tế, ưu tiên những khách hàng có đặc điểm vận hành phù hợp với BESS và các mô hình BESS tập trung theo khu công nghiệp, nhằm tạo dữ liệu kinh tế, kỹ thuật phục vụ hợp đồng dài hạn.

Bốn là, cần hình thành tín hiệu giá điện đủ rõ để giá trị mà BESS tạo ra, đặc biệt trong việc tối ưu hóa điện năng và kiểm soát công suất cực đại, có thể được lượng hóa thành dòng tiền ổn định.

Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh mở dư địa phát triển BESS

Cũng theo ông Nguyễn Xuân Quy, trong lộ trình phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, từng bước giảm và tiến tới xóa bỏ bù chéo, đồng thời áp dụng cơ chế giá điện 2 thành phần gồm (giá công suất và giá điện năng), các khu công nghiệp sẽ phải chủ động hơn trong quản lý phụ tải, kiểm soát công suất cực đại và cân bằng cung, cầu điện tại chỗ.

Bối cảnh này mở ra cơ hội lớn cho mô hình hệ thống lưu trữ năng lượng dùng chung (Shared BESS). BESS có thể tích trữ điện vào giờ thấp điểm hoặc khi nguồn điện mặt trời dư thừa, sau đó phát điện vào giờ cao điểm, qua đó cắt giảm công suất cực đại, tối ưu chi phí điện năng, nâng cao khả năng hấp thụ năng lượng tái tạo và giảm áp lực lên lưới điện phân phối.

Đối với đơn vị bán lẻ điện tại khu công nghiệp, Shared BESS không chỉ là một giải pháp kỹ thuật mà còn có thể trở thành tài sản kinh doanh chiến lược, giúp giảm chi phí mua điện, quản lý công suất hiệu quả, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và phát triển các dịch vụ năng lượng mới. Ở góc độ hệ thống điện, khả năng cân bằng phụ tải cục bộ của BESS cũng có thể hỗ trợ EVN hạn chế quá tải, giảm chênh lệch giữa giờ cao điểm và thấp điểm, đồng thời tăng tính linh hoạt trong vận hành lưới điện.

Định hướng này phù hợp với Nghị quyết số 70-NQ/TW ngày 20/8/2025 của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Tiếp đó, ngày 13/10/2025, Chính phủ ban hành Nghị quyết số 328/NQ-CP về Chương trình hành động thực hiện Nghị quyết số 70-NQ/TW, trong đó giao Bộ Công Thương rà soát, hoàn thiện Đề án thiết kế thị trường bán lẻ điện cạnh tranh để áp dụng từ ngày 1/1/2027.

Như vậy, sự phát triển của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, kết hợp với cơ chế giá điện hai thành phần, được kỳ vọng sẽ tạo ra tín hiệu kinh tế rõ ràng hơn cho hoạt động đầu tư BESS. Đây có thể trở thành động lực quan trọng thúc đẩy mô hình Shared BESS tại các khu công nghiệp, đồng thời hình thành thêm những mô hình kinh doanh mới cho các đơn vị bán lẻ điện trong giai đoạn chuyển dịch năng lượng.

Phương Thanh