Diễn đàn nhằm tập hợp ý kiến đa chiều và đề xuất các giải pháp cho quá trình triển khai cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) cũng như ứng dụng hệ thống lưu trữ năng lượng trong doanh nghiệp.
Nghị quyết số 70-NQ/TW về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, xác lập định hướng, mục tiêu chiến lược cho ngành năng lượng. Nghị quyết thể hiện quyết tâm mạnh mẽ của Đảng trong kiến tạo thể chế, thúc đẩy cải cách và mở đường cho các mô hình năng lượng sạch,
Tuy nhiên, dù chủ trương đã rõ, nhưng cơ chế mua bán điện trực tiếp và chính sách, kỹ thuật cho hệ thống điện mặt trời kết hợp với lưu trữ vẫn chưa được rõ ràng, đồng bộ, khiến việc triển khai còn nhiều vướng mắc với doanh nghiệp sản xuất.
Nhằm tập hợp ý kiến đa chiều và đề xuất các giải pháp cho quá trình triển khai cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) cũng như ứng dụng hệ thống lưu trữ năng lượng trong doanh nghiệp, Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) chỉ đạo Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp phối hợp với các cơ quan liên quan tổ chức Diễn đàn với chủ đề:
HOÀN THIỆN CHÍNH SÁCH ĐIỆN TÁI TẠO & LƯU TRỮ BESS: NỀN TẢNG NĂNG LƯỢNG XANH ỔN ĐỊNH CHO DOANH NGHIỆP
Thời gian: 13h30 - 17h30, thứ Ba, ngày 21/4/2026
Địa điểm : Hội trường tầng 7, Tòa nhà VCCI, số 9 Đào Duy Anh, Hà Nội
Tham dự Diễn đàn có: Ông Hoàng Quang Phòng - Phó Chủ tịch Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI); Bà Hoàng Thị Thu Hường - Phó Vụ trưởng Vụ kinh tế ngành - Ban Chính sách Chiến lược Trung ương; Bà Phan Thị Thu Thủy - Đại diện Cục Điện lực (Bộ Công Thương); TS Nguyễn Anh Tuấn - Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA); Ông Nguyễn Văn Quý - Phó Trưởng ban - Ban Quản Lý Các Khu Công Nghiệp Tỉnh Bắc Ninh; PGS TS Chuyên gia kinh tế Ngô trí Long Hiệp hội Tư vấn Tài chính Việt Nam; Ông Trương Văn Long – Chủ tịch HĐQT công ty Etek Power; TS. Trần Huỳnh Ngọc - Chuyên gia cao cấp NLTT – Amperes; Bà Nguyễn Ngọc Hà - Viện trưởng Viện Nghiên cứu Sáng tạo - Đại học Ngoại thương; Ông Võ Văn Bằng - Phó Tổng giám đốc, Công ty Cổ phần Tập đoàn DAT; Ông Nguyễn Văn Thiện -Phó TGĐ Kinh doanh & Phát triển thị trường, Công ty Cổ phần Công nghiệp GG; Ông Nguyễn Ngọc Tú - Giám đốc Kinh doanh và Phát triển dự án, Công ty cổ phần Xây dựng công trình IPC (IPC E&C); Ông Trần Anh Tuấn - Giám đốc phát triển dự án TTC Energy; Ông Nguyễn Trương Phúc Khánh - Phó Giám đốc Văn phòng Hồ Chí Minh, Công ty TNHH KT & TM Long Tech; Ông Lê Minh Dũng-Giám đốc công ty TNHH đầu tư thương mại và dịch vũ kỹ thuật Nhật Minh; Ông Nguyễn Anh Vũ - Trưởng phòng KD cấp cao Huawei Digital Power Việt Nam.
Diễn đàn có sự tham gia của lãnh đạo, đại diện các sở ngành, các tổ chức, hiệp hội doanh nghiệp trong nước và quốc tế, hiệp hội ngành nghề, hiệp hội doanh nghiệp các địa phương, các doanh nghiệp, các nhà đầu tư, các chuyên gia, nhà nghiên cứu, các nhà báo/phóng viên các cơ quan thông tấn báo chí quan tâm, tham dự và đưa tin về Diễn đàn.
Về phía ban tổ chức có: Nhà báo Nguyễn Tiến Dũng - Phó Tổng Biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp; Ông Phan Công Tiến - Giám đốc Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng thông minh.
Ban tổ chức trân trọng cảm ơn các đơn vị đồng hành: Công ty Huawei; Công ty Cổ phần công nghiệp GG; Công ty Goodwe; Công ty TNHH Kỹ thuật & TM Longtech; Công ty Nhật Minh – SOLIS; Công ty Nhật Minh (DYNESS); Công ty CP Tập đoàn DAT; Công ty TTC Energy ; Công ty Consant - Energy ; Công ty CP Tập đoàn IPC; Công ty CP Hùng Việt.
Phát biểu tại Diễn đàn, ông Hoàng Quang Phòng, Phó Chủ tịch Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) cho biết trong những năm qua, Việt Nam đã thể hiện quyết tâm mạnh mẽ trong tiến trình chuyển dịch năng lượng, hướng tới phát triển các nguồn năng lượng sạch, năng lượng tái tạo, đồng thời bảo đảm đủ điện cho phát triển kinh tế - xã hội.
Ngày 11/12/2025, Quốc hội đã ban hành Nghị quyết số 253/2025/QH15 về cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026-2030. Nghị quyết nhấn mạnh định hướng mở rộng cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), tạo điều kiện để doanh nghiệp tiếp cận nguồn điện xanh một cách chủ động, minh bạch và phù hợp với thông lệ quốc tế. Đồng thời, Nghị quyết cũng đặt ra yêu cầu phát triển hạ tầng lưu trữ năng lượng (BESS) nhằm nâng cao khả năng hấp thụ điện tái tạo, góp phần vận hành hệ thống điện ổn định, an toàn và hiệu quả. Đây là một chủ trương lớn, có ý nghĩa chiến lược và cần được cụ thể hóa bằng chính sách đồng bộ, khả thi.
Năm 2026, Việt Nam đặt mục tiêu tăng trưởng GDP trên 10%. Với mục tiêu này, nhu cầu điện năng sẽ phải tăng khoảng 1,2-1,5 lần, tương ứng mức tăng 12-15% mỗi năm, tạo áp lực rất lớn đối với hệ thống điện quốc gia.
Trong bối cảnh đó, ngày 30/3/2026, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Chỉ thị số 10/CT-TTg, thể hiện định hướng rõ ràng trong việc tăng cường tiết kiệm điện và phát triển điện mặt trời mái nhà, nhằm giảm áp lực cung, cầu điện, bảo đảm an ninh năng lượng trong điều kiện nhu cầu tiêu thụ tăng nhanh và thị trường năng lượng thế giới tiếp tục biến động.
Những định hướng này khẳng định: năng lượng xanh không chỉ là chiến lược tương lai, mà là nhiệm vụ bắt buộc, khi các thách thức thực tiễn đã hiện hữu và ngày càng gay gắt.
Ông Phòng cũng chỉ ra 3 thách thức lớn bao gồm: Thứ nhất, thế giới đang trải qua những biến động địa chính trị, tác động mạnh tới chuỗi cung ứng năng lượng toàn cầu. Giá than, khí hóa lỏng (LNG), dầu mỏ… đều biến động khó lường, chịu ảnh hưởng bởi xung đột, cạnh tranh nguồn cung và chính sách thương mại.
Trong khi đó, nền kinh tế Việt Nam vẫn phụ thuộc đáng kể vào nhiên liệu nhập khẩu để sản xuất điện. Điều này tạo ra rủi ro lớn cho an ninh năng lượng, cho ổn định giá thành sản xuất và cho năng lực cạnh tranh của doanh nghiệp.
Thứ hai, ở thị trường trong nước, nhu cầu điện tiếp tục tăng nhanh. Quá trình công nghiệp hóa, phát triển logistics, chuyển đổi số, hình thành các trung tâm dữ liệu, các khu công nghiệp mới, đô thị thông minh… đang khiến điện không chỉ tăng về lượng mà còn đáp ứng được về yêu cầu xanh hóa.
Thứ ba, các yêu cầu quốc tế về phát triển bền vững đang trở thành tiêu chuẩn bắt buộc. Trong bối cảnh Việt Nam tham gia sâu vào các hiệp định thương mại tự do thế hệ mới…, doanh nghiệp có nhiều cơ hội tiếp cận thị trường lớn, nhưng cơ hội đi cùng thách thức.
Các cơ chế như CBAM của Liên minh châu Âu, cùng các bộ tiêu chuẩn ESG, tiêu chuẩn carbon, tiêu chuẩn chuỗi cung ứng xanh… đang dần trở thành điều kiện thương mại bắt buộc. Có thể nói, đây chính là “giấy phép thông hành” để doanh nghiệp duy trì đơn hàng, giữ thị phần và vị trí trong chuỗi cung ứng toàn cầu.
Phó Chủ tịch VCCI nhìn nhận mặc dù tiềm năng phát triển điện tái tạo và lưu trữ năng lượng tại Việt Nam rất lớn, nhưng quá trình triển khai vẫn còn nhiều vướng mắc.
Với mô hình triển khai cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), nhiều doanh nghiệp vẫn gặp khó khăn do khung chính sách chưa đồng bộ, thiếu hướng dẫn cụ thể. Doanh nghiệp còn lúng túng trong việc lựa chọn mô hình hợp đồng phù hợp, chưa rõ cơ chế xác định chi phí truyền tải, phân phối, quy trình thanh toán, trách nhiệm và quyền lợi giữa các bên liên quan. Đây là vấn đề cấp bách cần tháo gỡ, để DPPA thực sự trở thành động lực thúc đẩy thị trường điện xanh phát triển đúng nghĩa.
Với cơ chế phát triển lưu trữ năng lượng, các quy định liên quan đến đầu tư, đấu nối, cơ chế giá, mô hình kinh doanh, tiêu chuẩn kỹ thuật, thị trường dịch vụ phụ trợ, cũng như cơ chế huy động vốn, tín dụng xanh… vẫn chưa theo kịp tốc độ phát triển và nhu cầu thực tế.
Chủ trương của Đảng và Chính phủ đã rất rõ ràng. Nhưng để đi từ chủ trương đến thực tế, chúng ta cần một hệ thống chính sách cụ thể, đồng bộ và khả thi hơn.
“Xuất phát từ yêu cầu đó, VCCI mong muốn tổng hợp đầy đủ các kiến nghị của cộng đồng doanh nghiệp và giới chuyên gia, đồng thời đề xuất những giải pháp thiết thực nhằm thúc đẩy triển khai hiệu quả cơ chế DPPA và ứng dụng công nghệ lưu trữ năng lượng theo hướng an toàn, hiệu quả. Qua đó, góp phần nâng cao hiệu suất vận hành, ổn định hệ thống điện và phục vụ tốt hơn cho hoạt động sản xuất, kinh doanh.
Trên cơ sở đó, chúng tôi sẽ báo cáo và kiến nghị tới Chính phủ, Bộ Công Thương và các cơ quan liên quan, nhằm phục vụ quá trình hoàn thiện chính sách, thúc đẩy triển khai điện mặt trời mái nhà, DPPA và lưu trữ năng lượng một cách hiệu quả hơn, tạo điều kiện để doanh nghiệp chủ động nguồn điện xanh, giảm chi phí và nâng cao sức cạnh tranh”, ông Hoàng Quang Phòng nhấn mạnh.
Chia sẻ tại Diễn đàn, bà Phan Thị Thu Thủy – Đại diện Cục Điện lực (Bộ Công Thương) cho hay, khả năng tiếp cận điện xanh đang dần trở thành điều kiện để doanh nghiệp duy trì đơn hàng, tham gia chuỗi cung ứng và thu hút đầu tư.
Việt Nam đang bước vào giai đoạn chuyển dịch năng lượng sâu rộng, trong đó yêu cầu về sử dụng năng lượng sạch, giảm phát thải và nâng cao năng lực cạnh tranh đang trở thành yếu tố mang tính quyết định đối với doanh nghiệp, đặc biệt trong bối cảnh tham gia ngày càng sâu vào chuỗi cung ứng toàn cầu.
Thực tiễn cho thấy, nhiều thị trường xuất khẩu lớn đã và đang áp dụng các tiêu chuẩn khắt khe liên quan đến phát thải và sử dụng điện xanh. Điều này đặt ra yêu cầu cấp thiết phải hình thành các cơ chế phù hợp, tạo điều kiện để doanh nghiệp chủ động tiếp cận nguồn điện sạch với chi phí hợp lý và có khả năng dự báo.
Trong bối cảnh đó, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) là một trong những công cụ quan trọng.
Quán triệt các định hướng lớn tại Nghị quyết số 70-NQ/TW của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, Cục Điện lực đã rà soát, đánh giá tình hình thực hiện cơ chế DPPA, đồng thời nghiên cứu, đề xuất để hoàn thiện các quy định liên quan nhằm bảo đảm cơ chế này vận hành hiệu quả, phù hợp với thực tiễn và không làm phát sinh rủi ro đối với hệ thống điện.
Trên cơ sở đó, Dự thảo Nghị định sửa đổi, bổ sung của Nghị định số 57 quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo xác định một số định hướng chính trong quá trình hoàn thiện chính sách như sau:
Thứ nhất, nghiên cứu mở rộng đối tượng tham gia cơ chế DPPA theo lộ trình phù hợp với xu thế phát triển của thị trường và nhu cầu thực tế.
Việc mở rộng đối tượng tham gia là cần thiết nhằm đáp ứng nhu cầu ngày càng đa dạng của thị trường, trong đó bao gồm một số loại hình phụ tải mới như trung tâm dữ liệu, hạ tầng phục vụ giao thông điện hóa và các mô hình tổ chức cung ứng điện trong khu, cụm công nghiệp.
Tuy nhiên, việc mở rộng sẽ được thực hiện có kiểm soát, trên cơ sở đáp ứng đầy đủ các điều kiện về kỹ thuật, đo đếm, kết nối hệ thống, đồng thời bảo đảm không ảnh hưởng đến vận hành an toàn, ổn định của hệ thống điện quốc gia.
Nguyên tắc xuyên suốt là mở rộng và thúc đẩy cơ chế đi đôi với bảo đảm an toàn hệ thống điện.
Thứ hai, làm rõ mô hình và trách nhiệm của các chủ thể trong cung ứng điện tại khu công nghiệp, khu kinh tế.
Định hướng đặt ra là tạo điều kiện để các đơn vị trong khu, cụm công nghiệp tham gia sâu hơn vào thị trường điện, qua đó nâng cao tính linh hoạt trong cung ứng điện và khả năng tiếp cận điện xanh của doanh nghiệp.
Tuy nhiên, việc này phải đi kèm với việc xác định rõ trách nhiệm của các bên trong vận hành hệ thống, tuân thủ quy định điều độ, an toàn điện và bảo vệ quyền lợi của khách hàng sử dụng điện.
Việc tổ chức cung ứng điện trong nội bộ khu, cụm cần bảo đảm minh bạch, công khai chi phí, không làm phát sinh các yếu tố gây méo mó thị trường hoặc hình thành độc quyền cục bộ.
Đây là nội dung cần được thiết kế thận trọng, nhằm bảo đảm phát triển thị trường đi đôi với duy trì cạnh tranh lành mạnh và không làm ảnh hưởng đến nguyên tắc vận hành thống nhất của hệ thống điện quốc gia.
Thứ ba, tiếp tục hoàn thiện cơ chế giá điện trong các giao dịch DPPA theo hướng tăng cường yếu tố thị trường.
Các bên tham gia được khuyến khích chủ động đàm phán, thỏa thuận trong khuôn khổ pháp luật, phù hợp với đặc thù của từng loại hình giao dịch, đồng thời Nhà nước tiếp tục thực hiện vai trò thiết lập khung pháp lý, giám sát và điều tiết nhằm bảo đảm cạnh tranh lành mạnh, minh bạch và ổn định thị trường, hạn chế các biến động bất thường có thể gây rủi ro cho các bên tham gia.
Nhà nước không can thiệp vào từng giao dịch cụ thể, nhưng giữ vai trò thiết lập khuôn khổ pháp lý, giám sát và bảo đảm thị trường vận hành minh bạch, kỷ luật.
Thứ tư, nghiên cứu cơ chế kiểm soát biến động chi phí trong các hợp đồng DPPA dài hạn.
Một trong những yêu cầu quan trọng từ phía doanh nghiệp là khả năng dự báo chi phí trong dài hạn. Do đó, việc nghiên cứu các cơ chế kiểm soát biến động chi phí, bao gồm các khoản thanh toán bù trừ, là cần thiết nhằm hỗ trợ doanh nghiệp xây dựng kế hoạch tài chính và quản trị rủi ro.
Việc thiết kế cơ chế này sẽ được thực hiện trên cơ sở đánh giá đầy đủ các yếu tố tác động, đồng thời bảo đảm hài hòa lợi ích giữa các bên tham gia và phù hợp với nguyên tắc vận hành thị trường điện.
Mục tiêu là để doanh nghiệp không chỉ tiếp cận được điện xanh, mà còn có thể chủ động trong bài toán chi phí dài hạn.
Theo bà Thủy, cơ chế DPPA không chỉ là một công cụ kỹ thuật của ngành điện, mà là một cấu phần quan trọng trong quá trình chuyển dịch năng lượng và nâng cao năng lực cạnh tranh của nền kinh tế.
Hiện tại đã có một trường hợp tham gia trường hợp mua bán điện trực tiếp, đang trong quá trình hoàn thiện hợp đồng.
Để cơ chế này phát huy hiệu quả, cần có sự phối hợp chặt chẽ giữa cơ quan quản lý nhà nước và cộng đồng doanh nghiệp, trên cơ sở chia sẻ thông tin, minh bạch và tuân thủ các nguyên tắc thị trường.
Cục Điện lực rất mong nhận được các ý kiến cụ thể từ cộng đồng doanh nghiệp, đặc biệt về cơ chế giá, mô hình cung ứng điện trong khu công nghiệp và những vướng mắc trong quá trình tham gia cơ chế DPPA. Các ý kiến từ thực tiễn sẽ là cơ sở quan trọng để tiếp tục hoàn thiện chính sách trong thời gian tới.
Phát biểu tại Diễn đàn, TS Nguyễn Anh Tuấn – Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) cho biết, Việt Nam đang bước vào giai đoạn bản lề của chuyển dịch năng lượng khi cam kết Net Zero đến năm 2050 trở thành yêu cầu thực tế trong thương mại quốc tế, đặc biệt tại các thị trường như EU hay Hoa Kỳ.
Tuy nhiên, từ thực tiễn tại các khu công nghiệp (KCN), quá trình xanh hóa hiện nay vẫn chưa được tiếp cận như một bài toán hệ thống. “Đây không chỉ là câu chuyện điện mặt trời, mà là sự đồng bộ giữa chính sách công nghiệp, năng lượng và hạ tầng,” ông Tuấn nói.
Trong bối cảnh đó, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), với nền tảng từ Nghị định 80/2024 và 57/2025, được đánh giá là bước tiến quan trọng, nhưng vẫn còn những điểm nghẽn cần tiếp tục hoàn thiện.
Ông Tuấn dẫn thực tế tại các KCN như Amata, Long Đức hay mô hình KCN sinh thái DEEP-C, nơi doanh nghiệp đã chủ động đầu tư năng lượng tái tạo, cho thấy nhu cầu rất lớn về điện xanh.
Dù vậy, khuôn khổ pháp lý đối với mô hình “sau công tơ” vẫn còn hạn chế. Điện tự sản tự tiêu chưa thể chia sẻ trực tiếp giữa các doanh nghiệp trong cùng KCN.
Từ đó, ông đề xuất cần sớm hoàn thiện hướng dẫn triển khai DPPA nội khu qua đường dây riêng, cho phép hình thành các hệ thống microgrid, trong đó chủ đầu tư KCN đóng vai trò điều phối.
Bên cạnh đó, ông Tuấn kiến nghị ứng dụng các nền tảng công nghệ như blockchain và hợp đồng thông minh để mã hóa dữ liệu đo đếm, hỗ trợ đối soát chứng chỉ năng lượng (RECs) và thanh toán, nhằm đảm bảo minh bạch trong vận hành.
Theo ông Tuấn, khi triển khai DPPA kết hợp hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), hai rào cản lớn nhất là tính khả thi tài chính và rủi ro hạ tầng.
Việc đầu tư BESS quy mô lớn đòi hỏi nguồn vốn đáng kể, trong khi cơ chế tài chính xanh chưa được khai thông đầy đủ. Ông đề xuất cần tạo điều kiện để KCN tiếp cận các nguồn vốn này, đồng thời sớm ban hành tiêu chuẩn kỹ thuật liên quan đến môi trường, bao gồm xử lý pin và thiết bị sau vòng đời.
Một vấn đề quan trọng khác là cách tính chi phí dịch vụ hệ thống điện trong cơ chế DPPA. Theo phân tích được ông dẫn lại, nếu tiếp tục tính theo cơ chế một thành phần (theo sản lượng), mức phí có thể lên tới khoảng 820 đồng/kWh.
Trong khi đó, nếu áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần và tách bạch chi phí cố định và biến đổi, mức phí có thể giảm xuống khoảng 500 đồng/kWh. “Sự chênh lệch này có ý nghĩa lớn về mặt tài chính, ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả đầu tư của doanh nghiệp,” ông Tuấn nhấn mạnh.
Ông Tuấn cho rằng, hoàn thiện cơ chế DPPA và thúc đẩy BESS không chỉ nhằm cung cấp điện sạch, mà còn góp phần chuyển đổi KCN theo hướng vận hành hiệu quả hơn về năng lượng.
Việc xử lý đồng bộ các yếu tố kỹ thuật, tài chính và pháp lý sẽ quyết định khả năng hiện thực hóa mục tiêu xanh hóa, cũng như nâng cao sức cạnh tranh của KCN trong thu hút đầu tư.
Phát biểu tại Diễn đàn, TS Trần Huỳnh Ngọc – Chuyên gia cao cấp năng lượng tái tạo, Amperes (Alluvium Group) cho rằng hệ thống điện Việt Nam đang đứng trước áp lực lớn trong giai đoạn tới.
TS Trần Huỳnh Ngọc phân tích, nhu cầu điện năng được dự báo tiếp tục tăng nhanh nhằm đáp ứng mục tiêu tăng trưởng kinh tế giai đoạn 2026 - 2030. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh cho thấy tổng nhu cầu điện có thể đạt khoảng 560 - 600 TWh vào năm 2030. Đồng thời, cam kết phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050 đặt ra yêu cầu chuyển dịch năng lượng theo hướng bền vững, gia tăng tỷ trọng năng lượng tái tạo và giảm phụ thuộc vào các nguồn phát thải cao.
Trên nền tảng đó, khung pháp lý ngành điện giai đoạn 2024 - 2025 đã có nhiều thay đổi quan trọng. Luật Điện lực 2024 mở đường cho việc phát triển thị trường điện theo hướng cạnh tranh, minh bạch hơn. Các nghị quyết của Đảng và Chính phủ tiếp tục nhấn mạnh việc phát triển thị trường năng lượng, khuyến khích khu vực tư nhân tham gia và ưu tiên năng lượng tái tạo. Đáng chú ý, Nghị định 57/2025/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và Nghị định 58/2025/NĐ-CP về điện mặt trời tự sản tự tiêu đã tạo hành lang pháp lý cho các mô hình này đi vào thực tiễn.
Song song với quá trình hoàn thiện thể chế, cơ chế giá điện bán lẻ hai thành phần đang được nghiên cứu và triển khai, với mục tiêu tách bạch chi phí và phân bổ hợp lý giữa các đối tượng sử dụng điện.
Theo đó, giá điện bao gồm giá công suất và giá điện năng. Giá công suất phản ánh chi phí cố định của hệ thống điện, được tính theo mức công suất cực đại mà khách hàng sử dụng, trong khi giá điện năng phản ánh chi phí biến đổi theo sản lượng tiêu thụ thực tế.
Theo TS Trần Huỳnh Ngọc, cách tiếp cận này không chỉ giúp minh bạch hóa chi phí mà còn tạo động lực điều chỉnh hành vi sử dụng điện, đặc biệt là giảm phụ tải giờ cao điểm. Tuy nhiên, chính sự thay đổi này cũng đang tác động trực tiếp đến hiệu quả của các mô hình năng lượng tái tạo phân tán.
Cụ thể, đối với cơ chế DPPA, doanh nghiệp vẫn phải trả chi phí công suất cho đơn vị vận hành hệ thống điện, kể cả khi đã mua điện từ nguồn tái tạo. Điều này làm thu hẹp đáng kể biên độ lợi ích tài chính của các hợp đồng DPPA, nhất là trong trường hợp doanh nghiệp không giảm được mức công suất đỉnh sử dụng từ lưới.
Trong khi đó, đối với điện mặt trời tự sản tự tiêu, hiệu quả đầu tư không còn phụ thuộc đơn thuần vào sản lượng điện tạo ra. Nếu phụ tải đỉnh không trùng với thời điểm phát điện, hệ thống điện mặt trời sẽ không giúp giảm chi phí công suất. Khi đó, lợi ích chủ yếu chỉ đến từ phần chi phí điện năng, khiến tổng mức tiết kiệm bị suy giảm.
Theo ông Ngọc, trong bối cảnh áp dụng giá điện hai thành phần, mức tiết kiệm từ điện mặt trời tự sản tự tiêu có thể giảm khoảng 21 - 25% so với cơ chế giá điện một thành phần trước đây. Điều này cho thấy hiệu quả đầu tư không còn mang tính mặc định, mà phụ thuộc ngày càng lớn vào đặc tính phụ tải và cách doanh nghiệp tổ chức vận hành.
Từ đó, bài toán năng lượng đối với doanh nghiệp đang có sự dịch chuyển rõ rệt. Trọng tâm không còn là đầu tư nguồn điện riêng lẻ, mà là quản trị năng lượng một cách tổng thể. Doanh nghiệp cần đồng thời triển khai nhiều giải pháp, từ điều chỉnh lịch sản xuất, phân bổ phụ tải theo thời gian, nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng đến tích hợp các hệ thống lưu trữ năng lượng.
Đặc biệt, việc ứng dụng hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) được xem là giải pháp quan trọng, cho phép lưu trữ điện vào thời điểm chi phí thấp hoặc khi có nguồn năng lượng tái tạo dư thừa, sau đó sử dụng vào giờ cao điểm để giảm chi phí công suất và tối ưu chi phí điện năng.
Ở góc độ chính sách, TS Trần Huỳnh Ngọc cho rằng việc triển khai giá điện hai thành phần cần có lộ trình rõ ràng, ổn định và minh bạch để doanh nghiệp có cơ sở xây dựng kế hoạch đầu tư dài hạn. Đồng thời, cơ chế phí dịch vụ trong các mô hình DPPA cũng cần được điều chỉnh phù hợp với cấu trúc giá mới, nhằm bảo đảm tính hấp dẫn của thị trường.
Bên cạnh đó, các chính sách hỗ trợ tài chính như tín dụng xanh, ưu đãi đầu tư và các chương trình khuyến khích tiết kiệm năng lượng cần được thúc đẩy mạnh mẽ hơn, đặc biệt đối với các mô hình tích hợp năng lượng tái tạo và hệ thống lưu trữ.
Về dài hạn, chuyên gia nhận định giá điện hai thành phần là xu hướng tất yếu nhằm phản ánh đúng chi phí đầu tư và vận hành của hệ thống điện. Trong bối cảnh giá điện bán lẻ có xu hướng tăng trong trung hạn, năng lượng tái tạo kết hợp với hệ thống lưu trữ vẫn duy trì lợi thế cạnh tranh nếu được hỗ trợ bởi cơ chế chính sách phù hợp.
“Việc áp dụng giá điện hai thành phần không làm mất đi vai trò của DPPA và điện mặt trời tự sản tự tiêu, nhưng đặt ra yêu cầu phải đánh giá lại hiệu quả theo cách tiếp cận toàn diện hơn. Trọng tâm chuyển từ đầu tư riêng lẻ sang tối ưu hóa tổng thể hệ thống năng lượng, trên cơ sở kết hợp giữa công nghệ, vận hành và chính sách”, TS Trần Huỳnh Ngọc nói.
Điều phối phiên thảo luận Diễn đàn “Hoàn thiện chính sách điện tái tạo và lưu trữ, nền tảng năng lượng xanh ổn định của doanh nghiệp”, Nhà báo Nguyễn Tiến Dũng, Phó Tổng Biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp cho biết: trong bối cảnh chuyển đổi số song hành với chuyển đổi xanh đang diễn ra mạnh mẽ trên toàn cầu, năng lượng sạch đã vượt qua vai trò “khuyến khích” để trở thành điều kiện tiên quyết đối với các doanh nghiệp có vốn đầu tư nước ngoài (FDI). Với các tập đoàn đa quốc gia, khả năng tiếp cận nguồn điện tái tạo không chỉ là yếu tố nâng cao hình ảnh, mà là yêu cầu mang tính sống còn nhằm duy trì chuỗi sản xuất toàn cầu trong bối cảnh các tiêu chuẩn môi trường ngày càng khắt khe.
Áp lực này đến từ nhiều cơ chế mang tính bắt buộc như cơ chế điều chỉnh biên giới carbon (CBAM) của Liên minh châu Âu buộc hàng hóa xuất khẩu phải chứng minh mức phát thải thấp, nếu không sẽ chịu thuế bổ sung. Song song, các tiêu chuẩn ESG, đặc biệt là Scope 3, yêu cầu toàn bộ chuỗi cung ứng, bao gồm cả nhà thầu phụ phải giảm phát thải. Những cam kết như Net-Zero hay RE100 từ các tập đoàn mẹ càng siết chặt yêu cầu này, buộc các cơ sở sản xuất tại Việt Nam phải sử dụng 100% năng lượng tái tạo.
Đồng tình, bà Nguyễn Như Thanh Thư, Trưởng bộ phận Năng lượng tái tạo KCN DEEP C Hải Phòng chia sẻ với định hướng phát triển bền vững, DEEP C đã xây dựng hệ thống lưới điện nội bộ (microgrid) tích hợp điện gió, điện mặt trời mái nhà và hệ thống lưu trữ năng lượng. Hệ thống này hiện phục vụ hơn 180 doanh nghiệp với mức tiêu thụ khoảng 65 triệu kWh mỗi tháng, dự kiến đạt 780 triệu kWh mỗi năm vào 2025.
Điểm đáng chú ý là hệ thống vận hành dưới sự điều phối của hệ thống quản lý năng lượng (EMS), đảm bảo không phát điện ngược lên lưới quốc gia, qua đó giảm tải cho hệ thống điện trung ương. Về mặt kỹ thuật, DEEP C đã tạo dựng được một vùng đệm năng lượng giúp doanh nghiệp giảm thiểu rủi ro về giá điện và gián đoạn nguồn cung.Tuy nhiên, nghịch lý nằm ở chỗ hạ tầng đã sẵn sàng, nhưng hiệu quả khai thác lại bị hạn chế bởi các rào cản chính sách. Quy định hiện hành yêu cầu doanh nghiệp phải tiêu thụ tối thiểu 200.000 kWh mỗi tháng mới được công nhận là khách hàng sử dụng điện lớn và đủ điều kiện tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA).
Tại DEEP C, điều này dẫn đến sự phân hóa rõ rệt, chỉ 29 trong hơn 180 doanh nghiệp (khoảng 16%) đủ điều kiện tiếp cận nguồn điện tái tạo thông qua DPPA, trong khi hơn 84% còn lại chủ yếu là các doanh nghiệp vừa và nhỏ trong chuỗi cung ứng bị loại khỏi cơ chế này.
Trước thực trạng đó, việc điều chỉnh chính sách trở nên cấp thiết. Bà Thanh đề xuất một số giải pháp quan trọng. Trước hết là xem xét giảm hoặc miễn ngưỡng tiêu thụ điện đối với các doanh nghiệp trong khu công nghiệp có lưới điện riêng, hoặc cho phép tính gộp theo quy mô toàn khu để tiếp cận DPPA.
“Bên cạnh đó, cần đơn giản hóa cơ chế “behind-the-meter”, cho phép doanh nghiệp linh hoạt sản xuất và chia sẻ điện mặt trời mái nhà trong nội khu mà không bị ràng buộc bởi quy mô tiêu thụ của từng nhà máy. Đồng thời, việc cải cách các quy định pháp lý liên quan đến cấp phép điện lực cần được đẩy nhanh nhằm tránh tình trạng chồng chéo thủ tục.
Về dài hạn, câu chuyện của DEEP C phản ánh một vấn đề lớn hơn, sự thiếu đồng bộ giữa hạ tầng kỹ thuật và khung pháp lý. Khi hạ tầng đã đi trước nhưng chính sách chưa theo kịp, tiềm năng phát triển sẽ bị kìm hãm”, bà Thanh bày tỏ.
Như vậy, để hiện thực hóa các cam kết khí hậu và duy trì vị thế trong chuỗi giá trị toàn cầu, Việt Nam cần chuyển từ tư duy quản lý sang tư duy kiến tạo. Việc tháo gỡ các “nút thắt hệ thống” trong chính sách điện lực không chỉ giúp giải phóng năng lực của các khu công nghiệp tiên phong, mà còn mở đường cho một hệ sinh thái công nghiệp Net-Zero, yếu tố then chốt để giữ chân và thu hút dòng vốn FDI thế hệ mới.
.jpg)
Chia sẻ tại phiên thảo luận, bà Nguyễn Thị Tuyết Nhung – Công ty TNHH Pegatron Việt Nam cho biết, Công ty TNHH Pegatron Việt Nam hiện đang sản xuất, gia công linh kiện cho các khách hàng lớn như Apple hay Microsoft, mà còn phục vụ các thị trường tại châu Mỹ – nơi có yêu cầu rất cao về các chứng chỉ lao động xanh và phát triển bền vững. Hiện nay, doanh nghiệp đang tiêu thụ sản lượng điện rất lớn để đáp ứng nhu cầu sản xuất liên tục 3 ca, do đó nguồn điện cần phải ổn định. Tổng lượng điện tiêu thụ hằng tháng của công ty vào khoảng 6 triệu kWh, tương đương chi phí khoảng 12 tỷ đồng/tháng. Để đáp ứng yêu cầu chuyển đổi sang năng lượng xanh, công ty đã triển khai lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mái.
Tuy nhiên, do diện tích lắp đặt còn hạn chế, công suất phát điện chỉ đạt khoảng 320.000 kWh/tháng, mới đáp ứng được khoảng 5% nhu cầu năng lượng của toàn công ty. Vì vậy, doanh nghiệp rất mong muốn sớm được tham gia cơ chế DPPA (mua bán điện trực tiếp). Dù cơ chế này đã được ban hành hơn một năm, đến nay doanh nghiệp vẫn chưa thể triển khai do còn nhiều khó khăn, vướng mắc. Doanh nghiệp mong muốn các cơ quan chức năng có phương án hỗ trợ, hướng dẫn cụ thể để doanh nghiệp dễ dàng tiếp cận và tham gia cơ chế này, qua đó đáp ứng các yêu cầu từ khách hàng quốc tế.
Ở góc độ đại diện Cục Điện lực (Bộ Công Thương), bà Phan Thị Thu Thủy cho biết, từ góc độ thực tiễn xây dựng chính sách, nếu nhìn đúng cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), quan hệ cốt lõi chỉ gồm bên phát điện (từ nguồn năng lượng tái tạo) và bên tiêu thụ điện. Trong mô hình này, về nguyên tắc không đặt ra vai trò của đơn vị bán lẻ điện trong khu công nghiệp. Tuy nhiên, khi triển khai vào thực tế, vướng mắc lại không nằm ở chỗ thiếu quy định. Các quy định hiện hành đã cho phép khách hàng trong khu công nghiệp tham gia cơ chế này, đồng thời cũng khẳng định quyền phát triển điện mặt trời mái nhà theo hướng tự sản xuất, tự tiêu thụ.
Dù vậy, theo bà Thuỷ việc triển khai vẫn gặp khó khăn. Nguyên nhân chủ yếu đến từ yếu tố lợi ích và quyền sở hữu tài sản. Hệ thống lưới điện nội bộ thuộc về khu công nghiệp, nên việc cho phép khách hàng mua điện trực tiếp từ bên ngoài có thể ảnh hưởng đến doanh thu của họ. “Đây là vấn đề mang tính thực tế, cần được nhìn nhận thẳng thắn, và cũng là lý do khiến cơ chế chưa thể vận hành như kỳ vọng. Vì vậy, việc điều chỉnh chính sách thời gian qua không phải do quy định chưa đầy đủ mà nhằm thích ứng với điều kiện triển khai, trong đó có việc xem xét vai trò của đơn vị bán lẻ điện trong khu công nghiệp như một chủ thể tham gia” – bà Thuỷ nói.
Ở góc độ hệ thống, theo bà nhu cầu sử dụng điện xanh là có thật, nhưng khả năng đáp ứng còn phụ thuộc vào nguồn cung. Điện tái tạo hiện chưa chiếm tỷ trọng đủ lớn để đáp ứng đồng thời cho tất cả các nhu cầu. Do đó, việc đặt ra ngưỡng tiêu thụ điện đối với khách hàng tham gia cơ chế không chỉ là vấn đề kỹ thuật, mà còn liên quan đến cách phân bổ nguồn điện và cơ chế chứng nhận năng lượng tái tạo.
Hiện nay, Bộ Công Thương đang xem xét điều chỉnh tiêu chí khách hàng sử dụng điện lớn theo hướng linh hoạt hơn, đặc biệt với các trường hợp kết nối riêng, nhằm mở rộng khả năng tiếp cận cơ chế. Song song với đó, các thủ tục tham gia cũng đã được rà soát, sửa đổi theo hướng rõ ràng và gọn hơn; một số yêu cầu về giấy phép, nhất là với điện mặt trời mái nhà, cũng đang được điều chỉnh để giảm bớt rào cản không cần thiết.
Tóm lại, theo bà Thuỷ, doanh nghiệp trong khu công nghiệp hiện có thể lựa chọn tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp khi có sự đồng thuận từ phía khu công nghiệp, hoặc tiếp cận điện xanh thông qua đơn vị bán lẻ điện nội bộ. Tuy nhiên, trong quá trình này, cần lưu ý đến việc bảo đảm cân bằng lợi ích giữa các bên, cũng như tránh phát sinh những hạn chế về cạnh tranh trong phạm vi nội bộ khu công nghiệp.
Chia sẻ tại phiên thảo luận, ông Phan Công Tiến - Giám đốc Viện nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng thông minh (iSEAR), nhu cầu mua điện qua lưới của doanh nghiệp hiện vẫn ở mức rất lớn, đặc biệt trong bối cảnh sản xuất phục hồi và mở rộng. Tuy nhiên, quá trình triển khai thực tế lại gặp không ít trở ngại. Phần lớn khách hàng chưa có kinh nghiệm trong phát triển dự án năng lượng, từ khâu chuẩn bị, lựa chọn phương án đầu tư đến tổ chức triển khai. Bên cạnh đó, việc tiếp cận và hoàn thiện các thủ tục pháp lý vẫn là điểm yếu phổ biến, khiến nhiều doanh nghiệp lúng túng, kéo dài thời gian và phát sinh chi phí. Điều này cho thấy nhu cầu không chỉ dừng ở việc tiếp cận nguồn điện, mà còn cần có các cơ chế hỗ trợ đồng bộ, giúp doanh nghiệp tháo gỡ vướng mắc trong cả quá trình phát triển dự án.
Cũng theo ông Tiến, nhu cầu điện tại Việt Nam dự báo tăng mạnh do tăng trưởng kinh tế, chuyển đổi số và điện khí hóa, trong khi nguồn truyền thống đối mặt nhiều rủi ro. Lưu trữ BESS được xem là giải pháp quan trọng giúp doanh nghiệp tối ưu chi phí bằng cách sạc giờ thấp điểm và xả giờ cao điểm, đặc biệt khi kết hợp điện mặt trời để lưu trữ dùng vào ban đêm. Nên theo ông, rất cần thiết phải sửa đổi DPPA theo hướng cho phép các bên tự đàm phán giá và Nhà nước cần tính giá lưới điện riêng và bổ sung thêm mô hình ESCO, bên thứ ba sẽ để thúc đẩy năng lượng tái tạo bền vững cho nền kinh tế nói chung và doanh nghiệp nói riêng.
Liên quan đến phát triển năng lượng tái tạo tại thị trường Việt Nam, ông Trương Văn Long - Giám đốc Công ty TNHH Năng lượng ETEK POWER nêu một số vấn đề mang tính thực tiễn mà doanh nghiệp đang gặp phải.
Thứ nhất, về cơ chế mua bán điện, doanh nghiệp đang vướng mắc là làm thế nào để có thể bán lượng điện dư từ hệ thống điện mặt trời mái nhà. Cụ thể, trong nhiều trường hợp, một nhà máy có mái đủ điều kiện lắp đặt, đáp ứng các tiêu chí về phòng cháy chữa cháy, kết cấu,... nhưng lại không có nhu cầu sử dụng hết công suất điện. Trong khi đó, một nhà máy khác ở gần lại có nhu cầu nhưng không đủ điều kiện lắp đặt. Vậy làm thế nào để có thể cho phép “bán chéo” lượng điện dư này giữa các nhà máy với nhau một cách hợp pháp và hiệu quả?
Thứ hai, trong quá trình triển khai thực tế, chúng tôi nhận thấy các quy định, tiêu chuẩn, đặc biệt là về phòng cháy chữa cháy, đấu nối kỹ thuật đang có sự khác biệt giữa các địa phương. Mỗi tỉnh, mỗi khu vực lại áp dụng một cách hiểu và yêu cầu khác nhau, dẫn đến việc doanh nghiệp gặp khó khăn khi triển khai đồng bộ dự án. Đây thực sự là một rào cản đối với các nhà đầu tư và doanh nghiệp khi muốn mở rộng quy mô.
Thứ ba, liên quan đến chủ đề ESG với ba trụ cột là môi trường, xã hội và quản trị, ông Long tập trung vào khía cạnh môi trường. Như chúng ta đã biết, việc phát triển năng lượng tái tạo gắn liền với việc giảm phát thải carbon. Tuy nhiên, câu hỏi đặt ra là làm thế nào để các tín chỉ carbon này có thể được công nhận về mặt pháp lý một cách rõ ràng, minh bạch, để từ đó trở thành một loại tài sản hoặc hàng hóa có thể giao dịch. Điều này sẽ giúp doanh nghiệp có thêm động lực và công cụ tài chính khi đầu tư vào các giải pháp giảm phát thải.
Về vấn đề ông Long nêu, đại diện Cục Điện lực (Bộ Công thương), bà Phan Thị Thu Thủy cho biết, về cơ chế mua bán điện, hiện nay có thể nhìn nhận theo ba hướng chính.
Thứ nhất là hình thức mua bán điện truyền thống (EVN), tuy nhiên cách thức này là không phù hợp. Thứ hai là cơ chế theo Nghị định 80/2024/NĐ-CP hiện đang trong quá trình sửa đổi, trong đó đã bổ sung quy định cho phép các đơn vị sở hữu lưới điện riêng được thực hiện mua bán điện trực tiếp. Tuy nhiên, ở đây cần làm rõ đối với phần điện dư, nếu thực hiện theo cơ chế DPPA thì việc bán điện dư chỉ có thể thực hiện thông qua đường dây kết nối trực tiếp và đối tượng được phép bán điện phải là đơn vị phát điện hợp pháp theo quy định của pháp luật Việt Nam.
Như vậy, về nguyên tắc, chỉ những nhà máy đã được cấp phép hoạt động điện lực mới có thể tham gia cơ chế này. Điều này dẫn đến yêu cầu rằng, để tham gia mua bán điện, doanh nghiệp phải đáp ứng các điều kiện về giấy phép hoạt động điện lực trong các lĩnh vực như phát điện, phân phối điện và bán lẻ điện. Tuy nhiên, hiện nay Nghị định 61/2025/NĐ-CP đang được sửa đổi theo hướng miễn cấp phép hoạt động điện lực đối với các hệ thống có quy mô dưới 3 MW.
Dù vậy, các hoạt động phân phối và bán lẻ điện vẫn cần được quản lý, chỉ là Chính phủ đang đơn giản hóa và cắt giảm thủ tục hành chính để phù hợp hơn với thực tiễn, đặc biệt nhằm thúc đẩy phát triển điện mặt trời mái nhà. Do đó, việc một nhà máy A bán điện cho nhà máy B chỉ khả thi khi nhà máy A là đơn vị đầu tư nguồn điện (ví dụ điện mặt trời mái nhà) và có đầy đủ điều kiện, giấy phép theo quy định. Liên quan đến tiêu chuẩn kỹ thuật như thi công và đấu nối, cần làm rõ việc đấu nối ở cấp điện áp nào.
Hiện nay, các quy định tại Thông tư 05, 06, 07 (đã được sửa đổi, bổ sung bởi các thông tư mới như Thông tư 46/2025) yêu cầu các đơn vị tham gia đấu nối phải tuân thủ đầy đủ quy định về an toàn điện và kỹ thuật lưới điện. Đối với các tiêu chuẩn về phòng cháy chữa cháy, thiết kế xây dựng… hiện có sự điều chỉnh trong các nghị định sửa đổi gần đây (như Nghị định 07, 08), theo hướng phân cấp và đơn giản hóa. Cụ thể, việc thẩm định thiết kế và bản vẽ đấu nối không còn mang tính “tiêu chuẩn cơ sở” cứng như trước, mà chuyển nhiều hơn về trách nhiệm của chủ đầu tư và các cơ quan địa phương.
Về tín chỉ carbon và chứng chỉ năng lượng tái tạo, cần phân biệt rõ hai khái niệm này. Tín chỉ carbon gắn với khả năng giảm phát thải theo cam kết quốc gia (NDC), do đó các đơn vị phát điện phải tuân thủ các quy trình, tiêu chí nghiêm ngặt nếu muốn tham gia thị trường này.
Trong khi đó, chứng chỉ năng lượng tái tạo (REC) lại phục vụ nhu cầu của doanh nghiệp trong việc chứng minh sử dụng năng lượng xanh, từ đó hỗ trợ xuất khẩu hoặc giảm các rào cản về thuế và môi trường. Hiện nay, tại Việt Nam vẫn chưa có một cơ quan quản lý thống nhất cho việc mua bán các loại chứng chỉ này.
Bộ Công Thương đang chủ trì sửa đổi Luật Điện lực (Luật số 61/2024/QH15) theo hướng làm rõ vai trò, định nghĩa và nguyên tắc vận hành của thị trường chứng chỉ năng lượng. Trong khi đó, thị trường tín chỉ carbon sẽ thuộc trách nhiệm quản lý của Bộ Tài chính, và nội dung này đã được quy định tương đối rõ tại Nghị quyết 328/NQ-CP của Chính phủ. Ngoài ra, ông Long đặt ra vấn đề là khi nào các tiêu chuẩn liên quan đến đấu nối và vận hành hệ thống lưu trữ điện (BESS) sẽ được ban hành một cách đầy đủ và rõ ràng.
Bà Thuỷ cho biết, theo cập nhật, một số quy định đã được sửa đổi, bổ sung trong các thông tư của Bộ Công Thương, trong đó có đề cập đến tiêu chuẩn đấu nối cho các hệ thống lưu trữ. Tuy nhiên, vẫn cần có hướng dẫn cụ thể và đồng bộ hơn để doanh nghiệp có thể triển khai trên thực tế. Bên cạnh đó, về quyền điều khiển hệ thống, hiện nay đơn vị vận hành hệ thống điện quốc gia (NSMO) đang xây dựng quy trình liên quan đến việc điều độ và kiểm soát đối với các hệ thống lưu trữ điện.
Tuy nhiên, điều quan trọng là cần làm rõ bản chất của từng loại hình hệ thống lưu trữ: đó là hệ thống đấu nối trực tiếp vào lưới điện, hệ thống độc lập, hay hệ thống tích hợp như một phần của nhà máy điện. Việc phân định rõ các loại hình này sẽ là cơ sở để xây dựng cơ chế quản lý và vận hành phù hợp. Ngoài ra, hiện nay khung giá được đề cập chủ yếu đang áp dụng cho các hệ thống lưu trữ độc lập. Trong thời gian tới, với việc sửa đổi Nghị định 61 về cấp phép hoạt động điện lực, nhiều khả năng các hệ thống lưu trữ độc lập sẽ phải tuân thủ các quy định chặt chẽ hơn, bao gồm cả việc kiểm tra và cấp phép hoạt động.
Tại phiên thảo luận, ông Nguyễn Văn Thiện - Phó Tổng Giám đốc Kinh doanh và Phát triển thị trường, Công ty CP Công nghiệp GG Power khẳng định: Với sự phát triển nhanh của các nguồn năng lượng tái tạo như điện mặt trời và điện gió đang đặt ra thách thức lớn về tính ổn định của hệ thống điện, trong bối cảnh đó, hệ thống lưu trữ năng lượng chính là lời giải.
Bên cạnh đó, nhu cầu điện tăng trưởng cao, năng lượng tái tạo phát triển mạnh, cùng với xu hướng dịch chuyển chuỗi cung ứng toàn cầu đang tạo ra những điều kiện thuận lợi chưa từng có. Tuy nhiên, để tận dụng được cơ hội này, nội địa hoá là yếu tố mang tính quyết định.
Trong lĩnh vực lưu trữ năng lượng, nội địa hoá không chỉ đơn thuần là sản xuất trong nước, mà là quá trình làm chủ các khâu quan trọng như tích hợp hệ thống, thiết kế giải pháp, nghiên cứu phát triển và vận hành.
Thực tế cho thấy, nhu cầu về hệ thống lưu trữ năng lượng tại Việt Nam đang gia tăng nhanh chóng. Tuy nhiên, tốc độ triển khai vẫn chưa tương xứng với tiềm năng do còn tồn tại một số điểm nghẽn chính:
Thứ nhất, chưa có quy định rõ ràng về vai trò của hệ thống lưu trữ trong hệ thống điện.
Thứ hai, chưa có cơ chế giá phù hợp để đảm bảo hiệu quả đầu tư.
Thứ ba, là hệ thống tiêu chuẩn đã được ban hành, nhưng việc áp dụng trong thực tế vẫn chưa đồng bộ và hiệu quả.
Bên cạnh đó, chuỗi cung ứng trong nước còn hạn chế, nhiều thành phần quan trọng vẫn phụ thuộc vào nhập khẩu, dẫn đến khó chủ động về tiến độ, chi phí và khả năng mở rộng thị trường.
Ông Thiện kiến nghị, để thúc đẩy thị trường phát triển một cách hiệu quả và bền vững, các cơ quan quản lý nhà nước cần tập trung vào một số vấn đề trọng tâm như: Xác định rõ vai trò của hệ thống lưu trữ năng lượng trong hệ thống điện.
Xây dựng cơ chế giá phù hợp cho lưu trữ (BESS) nhằm khuyến khích đầu tư. Tiếp tục triển khai và nhân rộng các mô hình thí điểm BESS trong thực tế. Tiếp tục hoàn thiện và đồng bộ việc áp dụng các tiêu chuẩn kỹ thuật. Hỗ trợ phát triển chuỗi cung ứng trong nước.
Cũng tại Diễn đàn, Phó Tổng giám đốc GG Power cũng bày tỏ quan tâm về việc vừa qua, Bộ Công Thương đã xây dựng dự thảo điều chỉnh khung giờ cao điểm trong sử dụng điện và đang lấy ý kiến các bên liên quan. Trước đây, khung giờ cao điểm được áp dụng tương đối thống nhất giữa các khu vực miền Đông Nam Bộ và miền Nam. Tuy nhiên, trong dự thảo mới, Bộ Công Thương đề xuất phương án điều chỉnh theo mùa.
Bà Phan Thị Thu Thủy – Đại diện Cục Điện lực (Bộ Công Thương) khẳng định: Bộ Công Thương chúng tôi cũng nhận được phản hồi từ EVN. Theo đó, EVN cơ bản đồng thuận với phương án nêu trên, đồng thời có đề xuất điều chỉnh lại khung giờ cao điểm cho phù hợp với tình hình thực tế. Hiện nay, các nội dung thay đổi đang được tổng hợp, báo cáo lãnh đạo Bộ để trình Bộ trưởng xem xét, quyết định. Sau khi có ý kiến chính thức, cơ quan chức năng sẽ công bố và triển khai theo đúng quy định.
Đánh giá chung cho thấy đây là hướng điều chỉnh tích cực, thể hiện sự phối hợp giữa EVN và các đơn vị liên quan nhằm hoàn thiện cơ chế giá điện, phù hợp hơn với nhu cầu sử dụng điện thực tế.
Đại diện Cục Điện lực cũng cho biết hiện phương án vẫn giữ nguyên tổng thời lượng 5 giờ cao điểm, tuy nhiên sẽ cân nhắc việc phân bổ khung giờ sao cho phù hợp giữa các mùa trong năm. Khi ban hành chính thức, chính sách sẽ không thể áp dụng ngay lập tức vì cần có thời gian để các tổng công ty điện lực chuẩn bị hệ thống vận hành, cập nhật biểu giá và triển khai đồng bộ.
Theo quy định, việc sửa đổi sẽ được thực hiện thông qua hình thức ban hành quyết định hoặc thông tư, tùy theo thẩm quyền. Quá trình này phải tuân thủ đầy đủ các bước như xây dựng dự thảo, lấy ý kiến các bên liên quan, hoàn thiện hồ sơ và ban hành văn bản. Trường hợp thực hiện theo thủ tục rút gọn thì vẫn phải bảo đảm đúng trình tự pháp lý do Bộ Công Thương chủ trì.
Trong bối cảnh thị trường năng lượng đang có nhiều biến động, ông Võ Văn Bằng, Phó Tổng giám đốc Công ty Cổ phần Tập đoàn DAT cho biết, BESS không nên được nhìn như một thiết bị đơn lẻ mà phải đặt trong bài toán tổng thể gồm phụ tải – nguồn – điều khiển – vận hành – tích hợp hệ thống. Năng lượng hiện nay không còn chỉ là chi phí hay kênh đầu tư, mà đã trở thành một yếu tố cấu thành năng lực cạnh tranh của doanh nghiệp.
Theo ông Bằng, sai lầm phổ biến là doanh nghiệp bắt đầu từ thiết bị (pin, công nghệ, thông số, ROI), trong khi cách tiếp cận đúng phải bắt đầu từ phụ tải. Doanh nghiệp cần hiểu rõ hồ sơ tiêu thụ điện theo thời gian, các điểm đỉnh, thời điểm thừa – thiếu và đặc tính vận hành của nhà máy. Trên cơ sở đó, đánh giá cơ cấu nguồn (điện lưới, điện mặt trời, nhu cầu dự phòng) và xác định mục tiêu đầu tư như giảm chi phí điện, tối ưu tự tiêu thụ, kiểm soát công suất đỉnh hay giảm phát thải.
Chỉ khi làm rõ mục tiêu, doanh nghiệp mới có thể mô phỏng các kịch bản vận hành để quyết định khi nào nạp – xả, vận hành theo phụ tải, theo giá điện hay theo mục tiêu carbon. Đây là cơ sở để tối ưu hiệu quả đầu tư, thay vì dựa trên tính toán đơn lẻ về thiết bị.
Thực tế triển khai cho thấy BESS đối mặt với nhiều thách thức: bài toán hiệu quả đầu tư không chỉ nằm ở phần điện tiết kiệm mà còn ở giá trị giảm tải đỉnh, ổn định vận hành và giảm phát thải; khó xác định quy mô tối ưu; yêu cầu tích hợp đồng bộ với hệ thống điện mặt trời và cấu trúc phụ tải; cùng với đó là áp lực từ cơ chế giá điện và yêu cầu ESG, truy vết carbon.
Vì vậy, để đầu tư hiệu quả, doanh nghiệp cần một nền tảng quản trị năng lượng tích hợp (EMS), cho phép thu thập dữ liệu từ toàn bộ hệ thống (lưới, điện mặt trời, phụ tải, BESS), phân tích, mô phỏng và tối ưu vận hành theo thời gian thực. Đây cũng là nền tảng để giám sát, truy vết phát thải và nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng.
Ông Bằng nhấn mạnh, câu hỏi không phải là có đầu tư BESS hay không, mà là doanh nghiệp đã hiểu đủ hệ thống năng lượng của mình để đầu tư đúng hay chưa. Trình tự hợp lý là: đo lường – hiểu phụ tải – mô phỏng kịch bản – rồi mới quyết định đầu tư. Khi được đặt đúng trong tổng thể, BESS sẽ phát huy vai trò là công cụ điều phối năng lượng, thay vì chỉ là một thiết bị lưu trữ đơn lẻ.
Ông Nguyễn Ngọc Tú – Giám đốc Phát triển Kinh doanh & Dự án, Công ty CP Xây dựng Công trình IPC cho biết, thị trường lưu trữ năng lượng (BESS) tại Việt Nam hiện vẫn đang ở giai đoạn ban đầu, quy mô còn rất khiêm tốn so với mục tiêu chính sách đề ra.
Theo số liệu tổng hợp, tổng dung lượng lưu trữ được lắp đặt trước năm 2026 mới chỉ ở mức dưới 50MWh, chủ yếu là các dự án thí điểm hoặc quy mô nhỏ trong khối thương mại – công nghiệp. Trong khi đó, theo định hướng của Quy hoạch điện VIII, nhu cầu phát triển BESS đến năm 2030 có thể lên tới 10–16GW. Khoảng cách rất lớn giữa mục tiêu và thực tế cho thấy thị trường này chưa thực sự được “kích hoạt”.
Theo ông Tú, thực tế triển khai cho thấy BESS đã bắt đầu được ứng dụng trong một số mô hình cụ thể như tối ưu tiêu thụ điện trong nhà máy, cắt giảm công suất đỉnh, dự phòng nguồn điện cho phụ tải quan trọng hoặc kết hợp với điện mặt trời để nâng cao tỷ lệ tự tiêu thụ. Một số dự án đã vận hành tại Việt Nam như hệ thống tại PECC2, EVNHCMC hay các cơ sở thương mại – dịch vụ cho thấy hiệu quả bước đầu, đặc biệt trong việc ổn định vận hành và tối ưu chi phí năng lượng. Đáng chú ý, nhu cầu từ khối công nghiệp, đặc biệt là các doanh nghiệp FDI, đang gia tăng nhanh chóng. Áp lực tuân thủ các tiêu chuẩn phát thải, các cam kết ESG và yêu cầu từ các sáng kiến như RE100 đang buộc doanh nghiệp phải tìm kiếm các giải pháp năng lượng linh hoạt hơn, trong đó BESS đóng vai trò ngày càng rõ nét.
Bà Hoàng Thị Thu Hường - Phó Vụ trưởng Vụ kinh tế ngành - Ban Chính sách Chiến lược Trung ương khẳng định: Trong thời gian qua, Đảng và Nhà nước đã ban hành nhiều chủ trương, nghị quyết quan trọng liên quan đến phát triển kinh tế - xã hội, trong đó có lĩnh vực năng lượng.
Gần đây nhất có thể kể đến hai Nghị quyết rất quan trọng là Nghị quyết 57-NQ/TW về đột phá phát triển khoa học, công nghệ, đổi mới sáng tạo và chuyển đổi số quốc gia và Nghị quyết 70-NQ/TW về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 về năng lượng. Chủ đề hôm nay chúng ta trao đổi gắn rất chặt với Nghị quyết 70 về an ninh năng lượng quốc gia.
Hiện các chính sách về năng lượng nói chung và năng lượng tái tạo nói riêng tương đối đầy đủ. Tuy nhiên, trong quá trình thực hiện, đặc biệt ở các địa phương và doanh nghiệp, vẫn còn tồn tại nhiều khó khăn, vướng mắc.
Chính vì vậy, việc tổ chức các hội thảo như hôm nay có ý nghĩa rất thiết thực nhằm lắng nghe, tổng hợp ý kiến từ thực tiễn để phục vụ công tác hoạch định và hoàn thiện chính sách cho phát triển năng lượng tái tạo và hệ thống lưu trữ năng lượng đây là những nội dung then chốt trong bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.
Ông Nguyễn Anh Vũ – Trưởng phòng kinh doanh cấp cao Huawei Digital Power Việt Nam cho biết, trong bối cảnh chuyển dịch năng lượng đang diễn ra mạnh mẽ, mô hình hệ thống điện phân tán phát triển rất nhanh, đặc biệt với sự gia tăng của điện mặt trời và các nguồn năng lượng tái tạo.
Tuy nhiên, đi cùng với đó là một thực tế: hệ thống điện ngày càng phức tạp, phân tán và khó quản lý hơn. Chúng ta đang chứng kiến sự chuyển dịch từ mô hình truyền thống “nguồn – lưới – phụ tải” sang mô hình tích hợp “nguồn – lưới – phụ tải – lưu trữ”. Số lượng nhà máy tăng lên, thiết bị đến từ nhiều nhà cung cấp khác nhau, môi trường vận hành đa dạng. Trong khi đó, công tác vận hành và bảo trì vẫn còn phụ thuộc nhiều vào kinh nghiệm, thiếu công cụ thông minh, dẫn tới chi phí cao và hiệu quả chưa tối ưu.
Trong bối cảnh đó, theo ông Anh Vũ, ứng dụng trí tuệ nhân tạo vào quản lý năng lượng không còn là xu hướng, mà là yêu cầu bắt buộc. Một trong những công cụ tiêu biểu là công nghệ chẩn đoán đường cong I–V thông minh. Có thể hình dung, đây giống như một “máy CT” cho hệ thống điện mặt trời. Giải pháp này cho phép quét toàn bộ các chuỗi pin online, với độ chính xác lên tới 0,5%, dựa trên hơn 5 triệu mẫu dữ liệu học máy và đã được triển khai trên quy mô hơn 20GW toàn cầu. Điểm quan trọng là công nghệ này không chỉ phát hiện lỗi, mà còn giúp xác định chính xác nguyên nhân suy giảm hiệu suất.
Dẫn ví dụ trong thực tế, tại một nhà máy điện mặt trời 60MW tại Colombia, sau khi áp dụng chẩn đoán I–V, hiệu suất PR đã được cải thiện hơn 6%. Tại Malaysia, giải pháp này giúp tiết kiệm trên 2.000 giờ vận hành bảo trì mỗi năm và giảm đáng kể chi phí nhân lực. Tuy nhiên, chẩn đoán chỉ là bước đầu. Bài toán lớn hơn nằm ở việc tối ưu vận hành toàn hệ thống. Đây là nơi các hệ thống quản lý năng lượng thông minh – EMS, như giải pháp SmartEMO – phát huy vai trò. Thay vì vận hành theo các chế độ cố định, hệ thống sử dụng AI để dự báo phụ tải và sản lượng điện, sau đó tự động xây dựng chiến lược sạc – xả tối ưu cho hệ thống lưu trữ.
Giải pháp này hoạt động dựa trên mô hình kết hợp giữa điện toán đám mây, thiết bị biên và thiết bị tại hiện trường. Dữ liệu được thu thập, phân tích và cập nhật liên tục, cho phép dự báo công suất điện mặt trời và phụ tải với độ chính xác cao hơn từ 2–5% so với mức trung bình ngành. Trên cơ sở đó, hệ thống đưa ra quyết định điều độ theo thời gian thực.
Trong bối cảnh giá điện hai thành phần đang được triển khai, vai trò của các hệ thống này càng trở nên rõ ràng. Doanh nghiệp không chỉ cần tối ưu sản lượng điện tiêu thụ, mà phải kiểm soát công suất đỉnh. Nếu phụ tải không ổn định, chi phí sẽ tăng rất cao. Ngược lại, nếu phân bổ phụ tải hợp lý, chi phí điện có thể giảm đáng kể. AI cho phép thực hiện điều này một cách tự động. Hệ thống có thể sạc điện vào thời điểm giá thấp, xả vào thời điểm giá cao, đồng thời điều chỉnh công suất tiêu thụ để giảm đỉnh phụ tải. Đây chính là cơ chế “peak shaving” và “energy arbitrage” được tối ưu theo thời gian thực. Thực tế triển khai cho thấy hiệu quả rất rõ rệt.
Tại một dự án tại Tây Ban Nha, việc áp dụng SmartEMO giúp tăng doanh thu hơn 30% so với vận hành thủ công. Trong một mô hình khác, mức tăng có thể lên tới gần 200% nhờ tối ưu chiến lược sạc – xả và tận dụng chênh lệch giá điện. Điểm khác biệt cốt lõi nằm ở chỗ: thay vì vận hành dựa trên kinh nghiệm, hệ thống vận hành dựa trên dữ liệu, dự báo và thuật toán tối ưu.
“Có thể thấy, trong giai đoạn tới, cạnh tranh trong lĩnh vực năng lượng sẽ không chỉ nằm ở việc có nguồn điện, mà nằm ở khả năng quản trị năng lượng. Doanh nghiệp nào làm chủ được dữ liệu, làm chủ được hệ thống điều hành thông minh, doanh nghiệp đó sẽ có lợi thế rõ rệt về chi phí và hiệu quả vận hành. Việc tích hợp trí tuệ nhân tạo, hệ thống lưu trữ năng lượng và các nền tảng quản lý thông minh sẽ là chìa khóa để tối ưu chi phí, nâng cao hiệu quả đầu tư và tăng năng lực cạnh tranh trong bối cảnh thị trường điện ngày càng vận hành theo cơ chế thị trường” – ông Nguyễn Anh Vũ nói.
Ông Kevin Duy Anh Cascarino - Giám đốc Quốc gia Việt Nam, Công ty Goodwe khẳng định: Việt Nam đang bước vào giai đoạn then chốt của quá trình chuyển đổi năng lượng, với nhiều cơ hội từ chính sách nhưng vẫn tồn tại không ít vướng mắc trong triển khai như cơ chế DPPA, BESS, điện dư và đấu nối.
Mục tiêu phát triển lưu trữ năng lượng quy mô lớn đòi hỏi không chỉ định hướng đúng mà còn cần các đối tác công nghiệp đủ năng lực để hiện thực hóa. Trong các dự án có vòng đời dài, yếu tố quan trọng không nằm ở chi phí thấp nhất mà ở độ tin cậy và khả năng đồng hành lâu dài của nhà cung cấp. Với nền tảng công nghệ, đầu tư mạnh cho R&D và kinh nghiệm triển khai toàn cầu của Goodwe, ông Kevin nhấn mạnh lợi thế về sự ổn định và liên tục cải tiến sản phẩm.
Tại Việt Nam, việc hiện diện từ sớm, GoodWe là công ty hàng đầu thế giới chuyên về sản xuất biến tần (inverter) điện mặt trời và cung cấp các giải pháp lưu trữ năng lượng thông minh. Công ty nổi tiếng với các thiết bị hybrid inverter cho gia đình và doanh nghiệp, dẫn đầu thị phần toàn cầu trong phân khúc này. Chính vì vậy, các giải pháp của GoodWe cũng sẽ giúp doanh nghiệp nâng cao khả năng phản ứng nhanh, giảm thiểu gián đoạn vận hành.
Theo ông Kevin, giá trị của cam kết bảo hành không nằm ở thời hạn mà ở năng lực thực thi trong dài hạn. Thực tế từ các dự án lớn cho thấy uy tín và khả năng đáp ứng tiêu chuẩn kỹ thuật là yếu tố then chốt. Để các mục tiêu năng lượng xanh đi vào thực tế, cần sự phối hợp chặt chẽ giữa chính sách và các doanh nghiệp công nghệ có đủ năng lực triển khai.
Diễn đàn đang được tường thuật trực tuyến từ Trụ sở VCCI, số 9 Đào Duy Anh, phường Kim Liên, thành phố Hà Nội
Ấn F5 để tiếp tục cập nhật…
