Báo cáo định hướng chiến lược và giải pháp chính sách phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) tại Việt Nam

Khung giá phát điện cho năng lượng mặt trời (trên mặt đất, mặt nước) có tích hợp BESS và nội dung câu hỏi của EVN Kiến nghị của EVN về việc cần làm rõ hiệu quả của các dự án điện mặt trời mặt đất và điện mặt trời nổi có tích hợp hệ thống pin lưu trữ (BESS) đang mở ra một cuộc thảo luận quan trọng về cách thức đánh giá các khoản đầu tư phục vụ chuyển dịch năng lượng. Trong khi chi phí lưu trữ làm gia tăng vốn đầu tư và ảnh hưởng đến hiệu quả tài chính của dự án, thì ở góc độ vận hành hệ thống điện, BESS lại được xem là một trong những giải pháp quan trọng để tích hợp nhiều hơn năng lượng tái tạo. Vấn đề vì vậy không nằm ở việc pin lưu trữ có cần thiết hay không, mà ở chỗ làm thế nào để lượng hóa và định giá đầy đủ những lợi ích mà công nghệ này mang lại cho toàn hệ thống điện... Phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Chi trả cho lưu trữ năng lượng - 4 mô hình thành công trên thế giới, lựa chọn nào của Việt Nam? Sau 2 bài viết về khung giá điện mặt trời tích hợp BESS và cơ chế ghi nhận giá trị của lưu trữ năng lượng trong hệ thống điện, một câu hỏi tiếp theo được đặt ra là: Các quốc gia trên thế giới đang chi trả cho các hệ thống lưu trữ năng lượng như BESS và thủy điện tích năng theo những cơ chế nào? Kinh nghiệm quốc tế cho thấy: Doanh thu của các dự án lưu trữ không chỉ đến từ bán điện năng, mà còn từ dịch vụ phụ trợ, công suất dự phòng và nhiều cơ chế thị trường khác. Việc nghiên cứu các mô hình này có thể mang lại những gợi ý quan trọng cho Việt Nam trong quá trình hoàn thiện thị trường điện và triển khai các mục tiêu lưu trữ năng lượng.

I. Đánh giá tiềm năng và phân khúc nhu cầu:

1. Bối cảnh chuyển dịch cấu trúc và áp lực vận hành hệ thống điện:

Hệ thống điện Việt Nam đang trải qua một giai đoạn chuyển đổi cấu trúc sâu sắc và chưa từng có trong lịch sử, dịch chuyển mạnh mẽ từ nền tảng phụ thuộc vào các nguồn điện truyền thống có tính ổn định cao (thủy điện, nhiệt điện) sang tỷ trọng ngày càng lớn của các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi. Sự gia tăng bùng nổ của điện mặt trời và điện gió, hiện chiếm tới 27% tổng công suất hệ thống (hơn 23 GW), đã đưa hệ thống điện quốc gia bước vào một “vùng rủi ro mới” về mặt điều độ kỹ thuật. Tình trạng dư thừa công suất cục bộ vào buổi trưa (khi bức xạ mặt trời đạt đỉnh), đối lập với sự thiếu hụt nguồn phát nghiêm trọng vào giờ cao điểm buổi tối, đã bộc lộ rõ khoảng trống lớn trong khả năng điều tiết năng lượng theo thời gian của hạ tầng hiện hữu.

Trong bối cảnh hệ thống thay đổi nhanh hơn khả năng thích ứng của cấu trúc lưới điện truyền thống, Hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) không còn được nhìn nhận đơn thuần là một giải pháp công nghệ mang tính bổ trợ, hay thử nghiệm, mà đã chính thức trở thành một hạ tầng kỹ thuật bắt buộc. Việc tích hợp BESS đóng vai trò như một “bộ nhớ” thiết yếu, cho phép dịch chuyển năng lượng từ thời điểm dư thừa, sang thời điểm thiếu hụt, làm phẳng đồ thị phụ tải, hỗ trợ điều tần nhanh và nâng cao độ tin cậy của toàn bộ lưới điện, từ đó ngăn chặn rủi ro sa thải năng lượng sạch lãng phí.

2. Quy mô thị trường và định hướng theo Quy hoạch điện:

Dưới góc nhìn của Hiệp hội Năng lượng Việt Nam: Thị trường BESS tại Việt Nam đang đứng trước ngưỡng cửa bùng nổ, được dẫn dắt trực tiếp bởi các định hướng chiến lược vĩ mô. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đã thiết lập mục tiêu phát triển hệ thống pin lưu trữ đạt từ 10.000 MW đến 16.300 MW (16,3 GW) vào năm 2030, chiếm khoảng 5,5% đến 6,9% tổng công suất nguồn điện. Nhìn xa hơn đến năm 2050, quy mô pin lưu trữ được kỳ vọng đạt tới 90.000 MW (96 GW), tạo ra một dung lượng thị trường khổng lồ lên tới hàng tỷ USD.

Tính cấp thiết của hạ tầng này được minh chứng qua các kịch bản tính toán chi tiết của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO). Dựa trên 4 kịch bản tăng trưởng phụ tải (từ mức cơ sở 8,5%, đến mức cực đoan 14,1%), nhu cầu phát triển BESS phân hóa rõ rệt theo khu vực địa lý.

Tại miền Bắc, rủi ro thiếu điện và quá tải lưới trong cao điểm mùa nắng nóng đòi hỏi sự can thiệp lập tức của BESS xuyên suốt giai đoạn 2026-2030. Quy mô yêu cầu đối với miền Bắc vào năm 2026 ước tính từ 1,35 GW đến 2,8 GW, và có thể phải mở rộng lên mức 1,7 GW đến 6,5 GW vào năm 2030. Qua rà soát lưới điện hiện hữu, EVN đã xác định tiềm năng lắp đặt trực tiếp tại các trạm biến áp phía Bắc lên tới 1,3 GW, và đang triển khai kế hoạch phân bổ lắp đặt khoảng 1.200 MW đến 2.000 MW để đáp ứng nhu cầu tối thiểu. Trong khi đó, tại miền Nam và miền Trung - nơi tập trung phần lớn công suất điện gió, mặt trời, nhu cầu BESS sẽ xuất hiện mạnh vào giai đoạn 2027-2028 với mục tiêu phủ đỉnh và giảm thiểu nghẽn lưới, với không gian tiềm năng khoảng 2,0 GW.

3. Phân khúc trọng điểm dẫn dắt nhu cầu thị trường:

Mặc dù mục tiêu tổng thể đạt tới 16,3 GW, thị trường BESS trong 5-10 năm tới sẽ được thúc đẩy chủ yếu thông qua hai phân khúc chiến lược có đặc thù thương mại riêng biệt:

Phân khúc thứ nhất: Hệ thống lưu trữ quy mô lưới (Utility-scale) gắn liền với các nhà máy năng lượng tái tạo. Phân khúc này được tạo động lực bởi các ràng buộc mang tính pháp quy. Căn cứ theo Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII và các văn bản điều hành, các dự án điện mặt trời tập trung bắt buộc phải tích hợp BESS với công suất tối thiểu bằng 10% công suất lắp đặt, bảo đảm khả năng tích năng liên tục trong 2 giờ. Quy định này trực tiếp tạo ra nguồn cầu ổn định, buộc các chủ đầu tư điện mặt trời phải nâng cấp dự án. Hơn thế nữa, BESS quy mô lớn đang được định vị là các phần tử linh hoạt trên hệ thống điện, có khả năng cung cấp dịch vụ điều tần sơ cấp, điều tần thứ cấp, bù điện áp và tham gia hỗ trợ khởi động lại hệ thống (black-start) trong các kịch bản sự cố nghiêm trọng trên lưới điện truyền tải.

Phân khúc thứ hai: Phân khúc này được giới phân tích đánh giá có khả năng thương mại hóa nhanh nhất trong ngắn hạn, là thị trường Thương mại và Công nghiệp (C&I) triển khai theo mô hình “Sau công tơ” (Behind-the-Meter). Áp lực tuân thủ các tiêu chuẩn xanh hóa toàn cầu, đặc biệt là Cơ chế điều chỉnh biên giới carbon (CBAM) của châu Âu, đang buộc cộng đồng doanh nghiệp FDI và các tập đoàn xuất khẩu phải đảm bảo tỷ trọng năng lượng sạch. Việc các nhà máy lớn (như Pegatron) gặp bế tắc trong việc duy trì chuỗi sản xuất xanh do lưới điện tái tạo thiếu tính ổn định đã làm nổi bật vai trò của BESS.

BESS tại các khu công nghiệp cho phép doanh nghiệp tối ưu hóa nguồn điện mặt trời mái nhà, tích trữ điện dư thừa vào buổi trưa và xả vào giờ cao điểm, từ đó gia tăng tỷ lệ tự tiêu thụ năng lượng. Các mô hình “BESS dùng chung” (Shared BESS), trong đó một hệ thống container 5-10 MWh phục vụ liên kết chia sẻ cho 5-20 nhà máy nhỏ, đang được Hiệp hội Năng lượng Việt Nam kiến nghị nhân rộng để tối ưu hóa chi phí đầu tư, đặc biệt hiệu quả cho các doanh nghiệp quy mô vừa và nhỏ không đủ điều kiện tự vận hành hệ thống riêng lẻ.

II. Phân tích thuận lợi và rào cản về cơ chế giá, pháp lý và huy động vốn:

Sự chuyển dịch của hạ tầng lưu trữ năng lượng tại Việt Nam đang đứng trước “điểm bùng phát” mang tính bước ngoặt, được hỗ trợ bởi các thay đổi pháp lý đột phá. Tuy nhiên, ranh giới giữa tiềm năng quy hoạch trên giấy và tính khả thi thương mại thực tế vẫn bị cản trở bởi hàng loạt rào cản mang tính hệ thống.

1. Thuận lợi bước đầu trong khung pháp lý và chính sách khuyến khích:

Giai đoạn từ 2024 đến giữa năm 2026 đánh dấu những nỗ lực đáng ghi nhận của các cơ quan quản lý nhà nước nhằm tháo gỡ điểm nghẽn thể chế. Dấu ấn lớn nhất là việc Quốc hội thông qua Luật Điện lực 2024 (số 61/2024/QH15, có hiệu lực từ ngày 1/2/2025). Đạo luật này không chỉ chính thức bổ sung một chương định danh hệ thống lưu trữ điện là thiết bị thuộc hạ tầng nhận, tích trữ và phát điện, mà còn mở đường cho cơ chế giá điện nhiều thành phần và cơ chế thị trường điện cạnh tranh minh bạch hơn. Sự công nhận ở cấp độ Luật cao nhất này giúp gỡ bỏ định kiến coi BESS chỉ là thiết bị phụ trợ thuần túy. Song hành cùng đó, Luật Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả sửa đổi (Luật 77/2025/QH15) đã xác lập BESS là một giải pháp công nghệ hợp pháp trong công tác kiểm toán năng lượng, cho phép các cơ sở sử dụng điện trọng điểm được khấu trừ chi phí đầu tư BESS vào kế hoạch hiệu năng, tạo ra lợi ích tài chính kép cho doanh nghiệp.

Ngay trong cuối tháng 6/2026, Chính phủ đã ban hành Nghị định 243/2026/NĐ-CP (sửa đổi Nghị định 57/2025/NĐ-CP về DPPA và 58/2025/NĐ-CP về điện mặt trời mái nhà), tạo ra một “cú hích” pháp lý tháo gỡ trực tiếp các điểm nghẽn. Nghị định này lần đầu tiên bổ sung quy định rõ ràng về việc xử lý sản lượng điện dư từ hệ thống lưu trữ điện (BESS) phát lên lưới quốc gia; đồng thời cho phép bán tối đa 50% sản lượng điện dư đối với điện mặt trời mái nhà. Đặc biệt, quy định mới đã mở rộng đối tượng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) bao gồm các trung tâm dữ liệu, trạm sạc xe điện, và quan trọng nhất là cho phép các đơn vị bán lẻ điện tại khu/cụm công nghiệp được trực tiếp tham gia. Sự điều chỉnh kịp thời này đã đưa DPPA từ “khái niệm trên giấy” thành công cụ thực tiễn, giúp doanh nghiệp an tâm khơi thông dòng vốn đầu tư hạ tầng BESS kết hợp điện mặt trời.

Về khía cạnh cơ chế giá phát điện, một cột mốc quan trọng đã được thiết lập thông qua Quyết định 988/QĐ-BCT do Bộ Công Thương ban hành ngày 10/4/2025. Lần đầu tiên, một khung giá chính thức áp dụng cho các nhà máy điện mặt trời có tích hợp hệ thống pin lưu trữ được công bố, xác định rõ các thông số kỹ thuật đầu vào bao gồm công suất lưu trữ tối thiểu đạt 10% công suất nhà máy, thời gian xả 2 giờ và tỷ trọng sản lượng sạc đạt 5%.

Bảng 1: Khung giá phát điện tối đa áp dụng cho nhà máy điện mặt trời theo Quyết định 988/QĐ-BCT, phản ánh chính sách ưu đãi giá đối với việc trang bị BESS:

Bên cạnh các cơ chế thương mại, tư duy quản trị kỹ thuật cũng ghi nhận sự tiến bộ vượt bậc với việc Ủy ban Tiêu chuẩn đo lường chất lượng Quốc gia ban hành nhóm Tiêu chuẩn TCVN 14499, điển hình là TCVN 14499-4-3:2025 quy định các yêu cầu bảo vệ đối với BESS theo các điều kiện môi trường khắc nghiệt. Bộ tiêu chuẩn này đánh dấu sự chuyển biến từ an toàn thiết bị đơn lẻ, sang quan điểm an toàn hệ thống, đặt ra các giới hạn nghiêm ngặt về kiểm soát hiện tượng mất kiểm soát nhiệt (thermal runaway) đặc thù của pin lithium-ion dưới tác động của nhiệt độ cao, độ ẩm và hơi muối tại Việt Nam, từ đó tạo nền tảng ngôn ngữ kỹ thuật chung cho công tác thẩm định đầu tư.

2. Điểm nghẽn trọng yếu về cơ chế giá, kinh tế và thị trường dịch vụ phụ trợ:

Bất chấp việc đã có khung giá, động lực kinh tế đối với nhà đầu tư BESS quy mô lớn hiện tại vẫn chưa đủ mạnh. Theo phân tích chuyên môn, mức phụ phí (premium) giữa điện mặt trời có pin và không có pin theo Quyết định 988/QĐ-BCT chỉ dao động từ 138 đến 191 VNĐ/kWh. Mức chênh lệch này được đánh giá là khá khiêm tốn, khó có thể tạo ra hệ số sinh lời nội bộ (IRR) đủ hấp dẫn để hấp thụ toàn bộ chi phí đầu tư tài sản (CAPEX) ban đầu, vốn đòi hỏi thời gian hoàn vốn dài.

Điểm nghẽn gốc rễ nằm ở sự khập khiễng giữa “hiệu quả dự án” và “hiệu quả hệ thống”. EVN đã chỉ ra rằng: Đối với hệ thống lưới điện quốc gia, BESS mang lại giá trị vô cùng to lớn bằng cách giảm nhu cầu xây dựng các nhà máy điện phủ đỉnh đắt đỏ, hỗ trợ điều tần, điều áp và chống rã lưới cục bộ. Tuy nhiên, Việt Nam hiện chưa có cấu trúc thị trường dịch vụ phụ trợ (ancillary services market) hoàn chỉnh để lượng hóa các lợi ích này thành giá trị thương mại.

Cụ thể, cơ chế thanh toán vẫn chỉ tập trung vào “Giá điện năng” (Energy Payment - trả tiền cho mỗi MWh phát lên lưới), trong khi BESS thực chất không tạo ra điện năng mới. Thiếu vắng “Giá công suất” (Capacity Payment - thanh toán dựa trên tính khả dụng và sẵn sàng ứng cứu hệ thống), các nhà đầu tư không thể thu hồi vốn từ việc cung cấp dịch vụ duy trì ổn định cho EVN. Nếu không sớm luật hóa cấu trúc biểu giá 2 thành phần và nới rộng khung giá điện (thậm chí cho phép giá sàn âm vào các giờ dư thừa điện mặt trời), dòng vốn tư nhân sẽ ngập ngừng trong việc gia nhập thị trường lưu trữ quy mô lưới.

Nút thắt này cũng được thể hiện rõ qua đề xuất mới nhất vào giữa tháng 6/2026 về phương án khung giá phát điện năm 2026 cho điện mặt trời tích hợp BESS. Mặc dù EVN đã xây dựng 4 kịch bản giá mới dựa trên các suất đầu tư khác nhau (dao động từ 1.104,43 đến 1.549,70 VNĐ/kWh đối với điện mặt trời mặt đất có lưu trữ), Tập đoàn này đã kiến nghị Bộ Công Thương cần đánh giá lại tính hợp lý.

Theo phân tích của EVN: Việc cộng gộp chi phí lắp đặt thiết bị lưu trữ vào tổng mức đầu tư chung của dự án đẩy giá thành mua điện lên cao, khiến bên mua điện phải trả nhiều tiền hơn, trong khi “hiệu quả đầu tư và tính hiệu quả với hệ thống điện chưa rõ ràng”. Do đó, EVN yêu cầu phải có quy định rõ ràng về quyền và trách nhiệm điều khiển, mục tiêu huy động khả dụng của BESS, cũng như phải khảo sát kỹ nhu cầu thực tế của từng khu vực trước khi cho phép chủ đầu tư lắp đặt để tránh rủi ro dư thừa công suất cục bộ.

3. Rào cản pháp lý, thủ tục hành chính và huy động vốn:

Về mặt quy định pháp luật, do chưa có một “Nghị định chuyên ngành” dành riêng cho hạ tầng lưu trữ, việc triển khai dự án BESS đang phải đối mặt với rủi ro chồng chéo giữa Luật Điện lực, Luật Xây dựng, Luật Đất đai và Luật Bảo vệ môi trường. Các rào cản điển hình bao gồm:

Định danh và phân cấp công trình: BESS hiện thường bị coi là hạng mục phụ trợ của dự án điện, có thể phân loại từ công trình cấp IV đến cấp II theo Thông tư 06/2021/BXD, dẫn đến sự lúng túng của cơ quan chuyên môn địa phương trong việc xác định thẩm quyền thẩm định thiết kế, kiểm tra nghiệm thu và phê duyệt báo cáo đánh giá tác động môi trường.

Hạ tầng độc lập và quy hoạch đất đai: Đối với các trạm BESS độc lập (stand-alone) đóng vai trò điều độ lưới điện mà không gắn với nhà máy phát điện, việc xin chủ trương đầu tư, xác định loại đất, thời hạn sử dụng và hình thức giao đất đang bị vướng mắc do chưa được định danh rõ ràng trong quy hoạch sử dụng đất cấp tỉnh.

Nghiệm thu an toàn và thiếu hạ tầng thử nghiệm: Dù đã có hệ thống TCVN tham chiếu từ IEC 62933, Việt Nam vẫn thiếu nghiêm trọng các trung tâm thử nghiệm chuyên sâu quy mô lớn, thiếu các tổ chức đủ năng lực đánh giá chứng nhận UL9540/UL9540A cho phòng cháy chữa cháy đối với rò rỉ nhiệt. Sự không đồng bộ này gây đình trệ trong khâu cấp phép phòng cháy chữa cháy, tiềm ẩn rủi ro vận hành trái phép.

Phức tạp trong khu công nghiệp: Trong phân khúc sau công tơ, nhiều khu công nghiệp có đơn vị bán lẻ điện tư nhân quản lý lưới điện nội bộ, không trực thuộc EVN. Dù Nghị định 243/2026/NĐ-CP mới đây đã bước đầu cho phép các đơn vị này tham gia cơ chế DPPA, nhưng trên thực tế vẫn cần các hướng dẫn kỹ thuật chi tiết hơn từ cơ quan quản lý về trách nhiệm giám sát, điều độ công suất xả ngược từ BESS lên lưới nhằm tránh lo ngại về an toàn lưới điện cục bộ.

Chính sự không chắc chắn về hành lang pháp lý, kết hợp với rủi ro công nghệ (tuổi thọ pin, suy hao chu kỳ) đã làm suy yếu tính khả thi cấp vốn (Bankability) của dự án.

Mặc dù chi phí BESS toàn cầu có xu hướng giảm, mức đầu tư trọn gói vẫn dao động cao hơn 150 USD/kWh. Tại phân khúc C&I, mô hình Hợp đồng dịch vụ năng lượng (ESCO/ESA) đang được kỳ vọng giúp doanh nghiệp né tránh gánh nặng CAPEX thông qua việc chia sẻ lợi nhuận tiết kiệm điện (Shared Savings). Tuy nhiên, để thu hút dòng vốn vào mô hình ESCO-BESS, hệ thống tài chính yêu cầu độ khả dụng (Availability) của thiết bị phải cam kết ở mức khắt khe (95%), và quan trọng hơn, đòi hỏi biên độ chênh lệch giữa biểu giá điện giờ cao điểm/thấp điểm phải liên tục duy trì ở mức cao và ổn định trong dài hạn. Sự thiếu vắng các hợp đồng mua bán điện (PPA) chuẩn hóa dành cho dịch vụ BESS khiến ngân hàng thiếu cơ sở đánh giá dòng tiền ổn định, cản trở các luồng tín dụng xanh chảy vào lĩnh vực này.

III. Không gian phát triển và cơ hội cho cộng đồng doanh nghiệp Việt Nam:

Tiến trình chuyển dịch năng lượng không thể thành công, nếu quốc gia không sở hữu khả năng lưu trữ. Dưới góc nhìn kiến tạo, việc thúc đẩy BESS không đơn thuần là giải quyết bài toán lưới điện, mà là một đòn bẩy chiến lược, mở ra dư địa khổng lồ để tái định hình nền công nghiệp nội địa. Cộng đồng doanh nghiệp Việt Nam đang nắm giữ cơ hội bứt phá để không chỉ đáp ứng nhu cầu trong nước, mà còn tham gia sâu vào chuỗi cung ứng công nghệ năng lượng toàn cầu.

1. Cơ hội chiếm lĩnh thị phần sản xuất và nội địa hóa thiết bị lưu trữ:

Thay vì chấp nhận vị thế thụ động là thị trường tiêu thụ thiết bị nhập khẩu, các tập đoàn tư nhân hàng đầu Việt Nam đã có sự chuẩn bị bài bản để tham gia vào chuỗi sản xuất lõi, đầu tư hàng tỷ USD nhằm phát triển các nhà máy sản xuất pin và BESS quy mô công nghiệp. Sự chuyển dịch này không chỉ giúp giảm chi phí phụ thuộc toàn cầu, mà còn xây dựng năng lực công nghệ tự chủ.

Bảng 2: Tổng hợp các siêu dự án sản xuất Pin lưu trữ năng lượng (BESS) do doanh nghiệp Việt Nam làm chủ đầu tư và liên doanh, định hình năng lực sản xuất nội địa:

Sự ra đời của các nhà máy công suất lớn như VinES, GG Power và tổ hợp của T&T Group đánh dấu bước ngoặt đưa Việt Nam gia nhập nhóm các quốc gia có khả năng tự chủ sản xuất cell pin LFP (Lithium Iron Phosphate) - công nghệ chủ đạo, an toàn và bền bỉ nhất hiện nay cho lưu trữ lưới điện. Việc phát triển các đại công xưởng này kéo theo sự hình thành một hệ sinh thái công nghiệp phụ trợ nội địa cực kỳ phong phú. Các doanh nghiệp cơ khí chế tạo, điện tử, nhựa công nghiệp Việt Nam có cơ hội trực tiếp cung ứng các cấu kiện như vỏ container chứa BESS, khay pin (battery trays), hệ thống cáp dẫn dòng công suất cao, thiết bị biến tần, hệ thống quản lý nhiệt bằng chất lỏng (Liquid Cooling) và hệ thống phòng cháy tự động. Việc nâng cao tỷ lệ nội địa hóa các linh kiện phụ trợ này chính là lời giải để tối ưu hóa giá thành và giảm rủi ro gián đoạn chuỗi cung ứng.

2. Mở rộng dịch vụ kỹ thuật, tích hợp EPC và giải pháp phần mềm thông minh:

Phần cứng cấu thành BESS đòi hỏi các tiêu chuẩn kỹ thuật khắt khe, song linh hồn vận hành lại nằm ở tư duy tích hợp hệ thống (System Integration) và các thuật toán phần mềm. Lĩnh vực này tạo ra “sân chơi” đầy tiềm năng cho các doanh nghiệp dịch vụ kỹ thuật, tổng thầu EPC (kỹ thuật, mua sắm, xây dựng) và các công ty công nghệ thông tin tại Việt Nam.

Với nền tảng kinh nghiệm vững chắc được tích lũy từ giai đoạn bùng nổ điện mặt trời (2018-2021), các đơn vị EPC nội địa như LITHACO, SolarBK, IPC, PECC3, hay DHC Solar đang có lợi thế tốt trong việc thấu hiểu địa hình, thủ tục và đặc thù lưới điện địa phương, cũng như hệ thống sửa chữa bảo trì bảo dưỡng gần khách hàng. Các doanh nghiệp này có thể nhanh chóng cung cấp các giải pháp “chìa khóa trao tay” cho hệ thống BESS, chịu trách nhiệm thiết kế kiến trúc, lựa chọn công nghệ đấu nối dòng một chiều (DC Coupling) để tăng hiệu suất dự án năng lượng tái tạo, hay đấu nối dòng xoay chiều (AC Coupling) linh hoạt cho các khu công nghiệp. Bằng việc kết hợp các thiết bị đạt chuẩn quốc tế (như Huawei, BYD, AlphaESS) với năng lực thi công và bảo hành bảo dưỡng nội địa, các EPC Việt Nam sẽ giúp chủ đầu tư giảm rủi ro pháp lý và tối ưu vòng đời dự án.

Song song đó, cơ hội đột phá công nghệ đang gọi tên các doanh nghiệp phát triển phần mềm nội địa thông qua việc tự chủ Hệ thống quản lý năng lượng (EMS) và Hệ thống quản lý pin (BMS). Các thuật toán ứng dụng Trí tuệ nhân tạo (AI) có khả năng học máy từ dữ liệu biểu đồ phụ tải quá khứ, tự động phân tích chênh lệch giá điện theo thời gian thực (arbitrage) để ra quyết định sạc/xả tối ưu nhằm gia tăng doanh thu. Hơn thế nữa, AI còn đóng vai trò dự báo cảnh báo sớm các bất thường về nhiệt độ tại cấp độ tế bào pin, đảm bảo an toàn phòng chống cháy nổ (thermal runaway). Việc làm chủ các giải pháp EMS (như cách mà VinEnergo đang triển khai thực tế trên lưới điện Thủ đô và các tổ hợp sản xuất của VinFast) giúp các doanh nghiệp Việt nắm giữ giá trị gia tăng cao nhất trong chuỗi vận hành và thoát khỏi sự phụ thuộc vào nền tảng phần mềm nước ngoài.

3. Tham gia chuỗi cung ứng khu vực và kinh tế tuần hoàn:

Tầm nhìn của Hiệp hội Năng lượng Việt Nam không chỉ dừng lại ở việc đáp ứng nhu cầu nội địa. Thông qua việc thiết lập các cứ điểm sản xuất và tích hợp công nghệ, Việt Nam hội tụ đầy đủ tiềm năng để vươn lên trở thành trung tâm cung cấp giải pháp BESS hàng đầu khu vực ASEAN vào năm 2035. Với lợi thế về vị trí địa lý chiến lược, chi phí sản xuất tối ưu và sự cộng hưởng từ các chuỗi cung ứng FDI hiện hữu, các doanh nghiệp Việt Nam hoàn toàn có khả năng xuất khẩu các tổ hợp BESS container hóa cùng hệ thống phần mềm quản lý sang các thị trường đang có tốc độ chuyển dịch năng lượng tương đồng như Philippines, Indonesia, hay Thái Lan. Thực tế, các tổ chức nội địa đã bắt đầu hiện diện tại các dự án năng lượng tái tạo phức tạp trong khu vực.

Một hướng đi chiến lược khác mang tính dài hạn là phát triển ngành công nghiệp tái chế pin lưu trữ. Trong bối cảnh vòng đời của hệ thống pin lithium-ion đạt khoảng 15-20 năm, một khối lượng khổng lồ pin thải loại sẽ phát sinh. Việc doanh nghiệp Việt Nam đón đầu đầu tư công nghệ thu hồi các vật liệu quý (như lithium, niken, coban) từ pin cũ không chỉ giúp giải quyết triệt để rủi ro môi trường mà còn thiết lập một chu trình kinh tế tuần hoàn (circular economy), bảo đảm tự chủ một phần nguồn nguyên liệu đầu vào và duy trì lợi thế cạnh tranh cốt lõi cho quốc gia trên bản đồ công nghiệp xanh toàn cầu.

IV. Đề xuất chính sách từ Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA):

Để hiện thực hóa quy mô 16,3 GW BESS vào năm 2030, biến các rào cản thách thức thành động lực thu hút đầu tư, và hỗ trợ tối đa cho cộng đồng doanh nghiệp nội địa tham gia sâu vào chuỗi cung ứng, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đã đề xuất một lộ trình phát triển toàn diện thông qua diễn đàn cấp cao trình Thủ tướng Chính phủ, bao gồm các giải pháp trọng tâm:

1. Kiện toàn thể chế và khung pháp lý chuyên ngành: Cần sớm ban hành nghị định hướng dẫn chi tiết, phân cấp rõ ràng loại hình công trình BESS trong hệ thống quy định xây dựng để đồng bộ hóa quy trình cấp phép quy hoạch, đất đai và phòng cháy chữa cháy thông qua cơ chế “một cửa”. Bổ sung quy định cho phép chia sẻ (bán) công suất BESS giữa các nhà máy trong cùng một khu công nghiệp (Shared BESS) nhằm hỗ trợ doanh nghiệp tối ưu nguồn vốn.

2. Cải cách cơ chế giá và thị trường: Khẩn trương hoàn thiện cơ chế thị trường dịch vụ phụ trợ, áp dụng cấu trúc thanh toán hai thành phần (giá điện năng và giá công suất) để BESS được chi trả xứng đáng cho chức năng duy trì độ tin cậy hệ thống. Xây dựng biểu giá điện linh hoạt với chênh lệch giờ cao/thấp điểm đủ rộng, thậm chí áp dụng cơ chế giá sàn âm để kích hoạt mạnh mẽ động lực thương mại từ khối tư nhân.

3. Phát triển tiêu chuẩn kỹ thuật và tín dụng xanh: Đẩy mạnh đầu tư các trung tâm thử nghiệm, kiểm định an toàn pin độc lập đạt chuẩn quốc tế ngay tại Việt Nam để đảm bảo khả năng tích hợp công nghệ, quản trị rủi ro cháy nổ. Thiết lập hành lang pháp lý tài chính vững chắc để khơi thông các dòng tín dụng xanh, phát hành hợp đồng mua bán điện mẫu (PPA) cho dịch vụ BESS nhằm tạo tính khả thi huy động vốn (Bankability).

4. Bảo hộ và ưu đãi sản xuất nội địa: Cần có các gói chính sách tín dụng, thuế quan đặc thù nhằm khuyến khích ngành công nghiệp phụ trợ, trực tiếp hỗ trợ các dự án sản xuất BESS nội địa nhằm giảm sự phụ thuộc nhập khẩu và từng bước đưa Việt Nam trở thành trung tâm công nghệ lưu trữ năng lượng xuất khẩu của khu vực ASEAN. Lộ trình triển khai cần thực hiện tuần tự từ giai đoạn thí điểm (ngắn hạn), mở rộng quy mô (trung hạn) đến vận hành thị trường cạnh tranh chiều sâu (dài hạn)./.

TS. NGUYỄN ANH TUẤN (B) - PHÓ CHỦ TỊCH HIỆP HỘI NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM