Chi trả cho lưu trữ năng lượng - Kinh nghiệm quốc tế, hàm ý chính sách cho 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.

Giá trị của lưu trữ năng lượng mang lại cho hệ thống điện được ghi nhận thế nào, ai chi trả? Sau bài viết “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”, nhiều bạn đọc tiếp tục đặt ra một câu hỏi quan trọng: Nếu các hệ thống lưu trữ điện năng như lưu trữ năng lượng (BESS), thủy điện tích năng thực sự giúp nâng cao độ ổn định, tính linh hoạt và khả năng hấp thụ năng lượng tái tạo của hệ thống điện, thì ai sẽ chi trả cho những giá trị đó? Đây không chỉ là câu chuyện của công nghệ lưu trữ, mà còn là bài toán thiết kế thị trường điện trong quá trình chuyển dịch năng lượng. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy lời giải không nằm hoàn toàn trong giá điện năng, mà ở cơ chế định giá và thanh toán các dịch vụ mà lưu trữ năng lượng cung cấp cho hệ thống điện.

Các mô hình chi trả cho lưu trữ năng lượng trên thế giới:

Như đã phân tích trong các bài viết trước, phần lớn giá trị của lưu trữ năng lượng không nằm ở lượng điện năng phát ra, mà ở khả năng cung cấp tính linh hoạt cho hệ thống điện. Chính vì vậy, nhiều quốc gia đã xây dựng các cơ chế thị trường riêng để ghi nhận và thanh toán cho những dịch vụ mà các nguồn lưu trữ mang lại. Tuy nhiên, kinh nghiệm quốc tế cho thấy không tồn tại một mô hình duy nhất. Tùy theo mức độ phát triển của thị trường điện, cấu trúc hệ thống điện và chính sách năng lượng của từng quốc gia, các cơ chế chi trả được thiết kế theo những cách khác nhau.

Mô hình thứ nhất: Thanh toán thông qua thị trường dịch vụ phụ trợ. Đây là mô hình phổ biến nhất tại các thị trường điện phát triển.

Tại Australia, nhiều dự án BESS thu hồi vốn chủ yếu thông qua thị trường FCAS (Frequency Control Ancillary Services - dịch vụ phụ trợ kiểm soát tần số). Các hệ thống pin lưu trữ được trả tiền để duy trì khả năng phản ứng nhanh, hỗ trợ ổn định tần số hệ thống điện.

Tại Vương quốc Anh, các dự án lưu trữ tham gia các cơ chế Dynamic Containment (dịch vụ phản ứng tần số siêu nhanh) và Dynamic Regulation (cơ chế điều tiết động) và Dynamic Moderation (cung cấp cân bằng động) do đơn vị vận hành hệ thống điện quốc gia triển khai. Các dịch vụ này có giá trị cao bởi khả năng phản ứng gần như tức thời của BESS vượt xa nhiều loại hình nguồn điện truyền thống.

Điểm chung của mô hình này là hệ thống điện không chỉ mua điện năng, mà còn mua các dịch vụ giúp hệ thống vận hành an toàn, ổn định và linh hoạt hơn.

Mô hình thứ hai: Thanh toán thông qua thị trường công suất.

Tại nhiều quốc gia, đặc biệt là Hoa Kỳ và Anh, các nguồn lưu trữ còn có thể tham gia thị trường công suất (capacity market). Trong cơ chế này, nhà đầu tư được trả tiền không chỉ khi phát điện, mà còn khi duy trì khả năng sẵn sàng cung cấp công suất vào những thời điểm hệ thống cần thiết nhất. Đối với các hệ thống có tỷ trọng điện gió và điện mặt trời ngày càng cao, thị trường công suất đóng vai trò như một công cụ bảo đảm an ninh cung cấp điện dài hạn. Đây cũng là nguồn doanh thu quan trọng đối với nhiều dự án BESS và thủy điện tích năng trên thế giới.

Mô hình thứ ba: Hợp đồng dài hạn và đấu thầu cạnh tranh.

Không phải quốc gia nào cũng có thị trường điện phát triển đầy đủ. Tại Trung Quốc, Ấn Độ, Chile và một số nền kinh tế mới nổi, nhiều dự án lưu trữ được triển khai thông qua các hợp đồng dài hạn, hoặc các chương trình đấu thầu cạnh tranh do chính phủ, hoặc các công ty điện lực tổ chức. Trong mô hình này, nhà đầu tư nhận được các khoản thanh toán cố định, hoặc bán cố định để cung cấp các dịch vụ đã được xác định trước cho hệ thống điện. Cách tiếp cận này giúp giảm rủi ro đầu tư trong giai đoạn thị trường điện chưa phát triển hoàn chỉnh.

Mô hình thứ tư: Kết hợp nhiều nguồn doanh thu.

Xu hướng mới nhất trên thế giới là cho phép các dự án lưu trữ tham gia đồng thời nhiều thị trường khác nhau. Một dự án BESS có thể vừa kinh doanh chênh lệch giá điện giữa các thời điểm trong ngày, vừa cung cấp dịch vụ phụ trợ, tham gia thị trường công suất, giảm nghẽn lưới điện, hoặc cung cấp các dịch vụ năng lượng cho khách hàng lớn. Mô hình này thường được gọi là “stacked revenue” (xếp chồng doanh thu).

Theo nhiều nghiên cứu quốc tế: Đây là hướng tiếp cận bền vững nhất, bởi nó cho phép phản ánh đầy đủ các giá trị mà lưu trữ năng lượng mang lại cho hệ thống điện.

Điểm chung của các mô hình thành công:

Mặc dù có sự khác biệt về cơ chế vận hành, các mô hình thành công trên thế giới đều có một đặc điểm chung: Chi phí không được phân bổ hoàn toàn vào giá bán điện năng. Thay vào đó, những dịch vụ mà lưu trữ năng lượng cung cấp được lượng hóa, định giá và thanh toán riêng thông qua các cơ chế thị trường, hoặc hợp đồng chuyên biệt.

Nói cách khác, các quốc gia thành công không coi lưu trữ năng lượng đơn thuần là một nguồn điện, mà xem đây là một nguồn lực cung cấp tính linh hoạt cho hệ thống điện.

EVNHANOI đã hoàn thành lắp đặt và đưa vào vận hành 5 hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS), với tổng quy mô 50 MW/100 MWh tại 5 trạm biến áp 110 kV trên địa bàn Thành phố. Đây là lần đầu tiên công nghệ lưu trữ năng lượng quy mô lớn được ứng dụng trên lưới điện Thủ đô.

Việt Nam đang ở đâu trong quá trình hình thành cơ chế chi trả?

Đối với Việt Nam, câu chuyện lưu trữ năng lượng đang bước vào giai đoạn khởi đầu, nhưng có tốc độ phát triển rất nhanh. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu phát triển từ 10 đến 16,3 GW BESS vào năm 2030; đồng thời triển khai các dự án thủy điện tích năng quy mô lớn nhằm hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo và tăng cường độ linh hoạt cho hệ thống điện. Tuy nhiên, khác với nhiều quốc gia đã hình thành các thị trường dịch vụ phụ trợ, hoặc thị trường công suất, Việt Nam hiện vẫn đang trong quá trình hoàn thiện cấu trúc thị trường điện cạnh tranh. Điều này dẫn tới một thực tế đáng chú ý: Việt Nam đã xác định rõ nhu cầu phát triển lưu trữ năng lượng, nhưng cơ chế thanh toán cho các giá trị mà lưu trữ năng lượng mang lại vẫn đang trong quá trình xây dựng.

Việt Nam nên lựa chọn lộ trình nào?

Nếu nhìn từ kinh nghiệm quốc tế, câu hỏi không phải là Việt Nam nên sao chép mô hình nào, mà là nên lựa chọn lộ trình nào phù hợp với mức độ phát triển của thị trường điện trong nước.

Trong ngắn hạn, khi thị trường dịch vụ phụ trợ chưa hình thành đầy đủ, các dự án BESS và thủy điện tích năng đầu tiên nhiều khả năng vẫn cần các hợp đồng dài hạn, hoặc cơ chế thanh toán riêng để bảo đảm khả năng thu hồi vốn.

Trong trung hạn, cùng với quá trình hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh, Việt Nam cần từng bước xây dựng thị trường dịch vụ phụ trợ. Đây sẽ là nơi các nguồn lực linh hoạt (như BESS, thủy điện tích năng, thủy điện điều tiết và các nguồn điện có khả năng đáp ứng nhanh) được thanh toán dựa trên giá trị thực tế mà chúng cung cấp cho hệ thống.

Về dài hạn, mục tiêu không phải là duy trì các cơ chế hỗ trợ riêng lẻ, mà là hình thành một thị trường điện đủ trưởng thành để mọi dịch vụ mà lưu trữ năng lượng cung cấp đều được định giá minh bạch thông qua tín hiệu thị trường.

EVN, hay NSMO sẽ trả tiền cho dịch vụ phụ trợ?

Một trong những câu hỏi được quan tâm nhiều nhất hiện nay là: Nếu BESS, hoặc thủy điện tích năng cung cấp dịch vụ phụ trợ cho hệ thống điện thì ai sẽ là người thanh toán?

Về nguyên tắc, cần phân biệt giữa đơn vị mua dịch vụ và bên chịu chi phí cuối cùng. Theo thông lệ quốc tế, đơn vị vận hành hệ thống điện thường là bên xác định nhu cầu dịch vụ phụ trợ, tổ chức đấu thầu, hoặc huy động các nguồn lực cung cấp dịch vụ và thực hiện thanh toán cho các đơn vị tham gia thị trường.

Trong tương lai, khi thị trường dịch vụ phụ trợ được hình thành đầy đủ, Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO) nhiều khả năng sẽ đảm nhận vai trò này tại Việt Nam. Tuy nhiên, NSMO không phải là bên chịu chi phí cuối cùng. Các khoản thanh toán cho dịch vụ phụ trợ về bản chất sẽ được phân bổ thông qua phí hệ thống, hoặc các cơ chế thanh toán trong thị trường điện theo nguyên tắc bên hưởng lợi cùng chia sẻ chi phí. Trong giai đoạn chuyển tiếp, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn có thể đóng vai trò quan trọng thông qua việc ký kết các hợp đồng phục vụ vận hành hệ thống. Nhưng về dài hạn, mô hình phù hợp hơn là NSMO tổ chức mua dịch vụ phụ trợ, còn chi phí được phân bổ minh bạch cho các thành viên thị trường và người sử dụng điện.

Kết luận:

Kinh nghiệm quốc tế cho thấy không tồn tại một mô hình chi trả duy nhất cho lưu trữ năng lượng. Tuy nhiên, điểm chung của các quốc gia thành công là đều xây dựng được cơ chế ghi nhận và thanh toán cho những dịch vụ mà lưu trữ năng lượng mang lại cho hệ thống điện.

Đối với Việt Nam, vấn đề không chỉ là phát triển thêm BESS, hay thủy điện tích năng, mà còn là thiết kế một thị trường đủ trưởng thành để các nguồn lực linh hoạt được định giá đúng giá trị của chúng. Khi đó, lưu trữ năng lượng sẽ không còn phụ thuộc vào các cơ chế hỗ trợ riêng lẻ, mà có thể phát triển trên nền tảng tín hiệu thị trường minh bạch, tạo động lực thu hút đầu tư và hỗ trợ quá trình chuyển dịch năng lượng trong dài hạn.

Nếu thị trường điện tạo ra tín hiệu giá và thị trường dịch vụ phụ trợ định giá tính linh hoạt, thì cơ chế chi trả cho lưu trữ năng lượng chính là mắt xích cuối cùng để những giá trị đó được chuyển hóa thành các quyết định đầu tư trên thực tế./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

1. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (2025).

2. Văn bản góp ý của EVN về khung giá điện mặt trời tích hợp BESS (2026).

3. IEA (2025): Electricity Market Design for Power System Flexibility.

4. IEA (2025): Grid-scale Energy Storage Tracking Report.

5. IRENA (2025): Báo cáo về Energy Storage và Market Design.

6. Tạp chí Năng lượng Việt Nam (2026): “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”, đăng ngày 23/6/2026.

7. Năng lượng Việt Nam (2026): “Giá trị của lưu trữ năng lượng mang lại cho hệ thống điện được ghi nhận thế nào, ai chi trả?” đăng ngày 25/6/2026.