Giá trị của lưu trữ năng lượng mang lại cho hệ thống điện được ghi nhận thế nào, ai chi trả?

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

Trước khi đi vào tham khảo nội dung bài viết, chúng ta cần phân biệt BESS trong hệ thống điện và BESS của doanh nghiệp (bao gồm cả doanh nghiệp phát điện). Nội dung phân tích dưới đây chủ yếu đề cập đến BESS trong hệ thống điện.

Giá trị hệ thống - Ai sẽ chi trả?

Bài viết trước đã chỉ ra rằng: Điều EVN quan tâm không phải là tính cần thiết của BESS trong hệ thống điện, mà là cơ sở kinh tế của việc đưa chi phí lưu trữ vào giá điện mặt trời. Tuy nhiên, sau khi bài báo được đăng tải, nhiều độc giả tiếp tục đặt ra một câu hỏi khác: Nếu BESS giúp giảm tình trạng cắt giảm công suất điện mặt trời, giảm nhu cầu đầu tư nguồn điện phủ đỉnh, giảm chi phí huy động các nguồn điện có giá thành cao vào giờ cao điểm, hỗ trợ điều tần, điều áp và nâng cao độ ổn định của hệ thống điện… thì những giá trị đó sẽ được ghi nhận và thanh toán như thế nào?

Thực chất, đây mới là vấn đề cốt lõi. Phần lớn lợi ích mà lưu trữ năng lượng mang lại không thuộc riêng về chủ đầu tư dự án điện mặt trời, hay điện gió, mà được phân bổ cho toàn bộ hệ thống điện và cuối cùng là cho toàn xã hội thông qua việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm chi phí vận hành và giảm nhu cầu đầu tư nguồn điện dự phòng. Chính vì vậy, nếu toàn bộ chi phí đầu tư BESS được cộng trực tiếp vào giá bán điện của dự án sẽ xuất hiện một nghịch lý: Chi phí phát sinh tại dự án, nhưng phần lớn lợi ích lại thuộc về toàn hệ thống điện. Chính khoảng cách giữa nơi phát sinh chi phí và nơi hưởng lợi đã tạo ra câu hỏi về cơ chế thanh toán phù hợp cho các nguồn lưu trữ năng lượng. Đó cũng là lý do nhiều chuyên gia cho rằng: Bài toán hiện nay không phải là “có phát triển BESS hay không”, mà là “làm thế nào để định giá đúng những giá trị mà BESS và các hình thức lưu trữ khác mang lại cho hệ thống điện”.

Giá trị của lưu trữ năng lượng không nằm ở số kWh phát ra:

Khác với các nhà máy điện truyền thống, hệ thống lưu trữ năng lượng không tạo ra điện năng mới. Điện được nạp vào rồi phát trở lại hệ thống luôn tồn tại tổn thất nhất định trong quá trình lưu trữ. Nếu chỉ nhìn vào sản lượng điện, hoặc giá thành phát điện bình quân, các hệ thống lưu trữ khó có thể chứng minh được lợi thế kinh tế. Tuy nhiên, giá trị lớn nhất của lưu trữ năng lượng lại nằm ở khả năng cung cấp tính linh hoạt cho hệ thống điện.

Khi tỷ trọng điện gió và điện mặt trời tăng cao, hệ thống điện không chỉ cần thêm nguồn phát, mà còn cần khả năng cân bằng cung - cầu theo thời gian thực. Lưu trữ năng lượng có thể hấp thụ điện dư thừa vào thời điểm thấp tải, phát điện trở lại vào giờ cao điểm, hỗ trợ điều tần, điều áp, dự phòng công suất, giảm nghẽn mạch cục bộ và hạn chế việc phải cắt giảm các nguồn năng lượng tái tạo.

Nói cách khác, lưu trữ năng lượng không làm tăng đáng kể tổng sản lượng điện của hệ thống, nhưng có thể làm tăng đáng kể giá trị sử dụng của điện năng tại những thời điểm mà hệ thống cần nhất.

BESS và thủy điện tích năng tạo nên hai trụ cột của chiến lược lưu trữ điện năng:

Khi nhắc đến lưu trữ năng lượng, nhiều người thường nghĩ ngay đến BESS. Tuy nhiên, theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, chiến lược lưu trữ điện năng của Việt Nam được xây dựng trên hai trụ cột quan trọng là hệ thống pin lưu trữ và thủy điện tích năng.

BESS có ưu thế nổi bật về tốc độ phản ứng cực nhanh, phù hợp với các dịch vụ điều tần, điều áp và cân bằng công suất ngắn hạn. Trong khi đó, thủy điện tích năng có khả năng lưu trữ điện năng với quy mô lớn và thời gian kéo dài nhiều giờ, hoặc nhiều ngày. Đây là giải pháp đặc biệt phù hợp để dịch chuyển lượng điện lớn - từ thời điểm thấp tải, sang thời điểm phụ tải cao.

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đến năm 2030 Việt Nam dự kiến phát triển từ 10- 16,3 GW BESS và khoảng 2,4-6 GW thủy điện tích năng.

Điểm chung của cả hai loại hình này là giá trị chủ yếu nằm ở khả năng cung cấp tính linh hoạt cho hệ thống điện. Vấn đề đặt ra là ai sẽ thanh toán cho những giá trị đó?

Kinh nghiệm quốc tế cho thấy doanh thu của các dự án lưu trữ không đến chủ yếu từ việc bán điện.

Kinh nghiệm quốc tế - Người hưởng lợi phải tham gia chi trả:

Tại Australia, nhiều hệ thống BESS thu hồi vốn chủ yếu thông qua thị trường điều tần FCAS (dịch vụ phụ trợ kiểm soát tần số). Tại Anh, các hệ thống 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). Trong khi đó, tại Hoa Kỳ, nhiều dự án BESS đồng thời tham gia thị trường điện năng, thị trường công suất và thị trường dịch vụ phụ trợ.

Điểm chung của các mô hình này là hệ thống điện không chỉ trả tiền cho điện năng, mà còn trả tiền cho các dịch vụ giúp hệ thống vận hành ổn định và linh hoạt hơn. Người hưởng lợi từ dịch vụ sẽ tham gia chi trả cho dịch vụ đó. Nhờ vậy, giá trị của các nguồn lưu trữ được ghi nhận đầy đủ hơn thay vì phải thu hồi toàn bộ thông qua giá bán điện năng.

Thị trường dịch vụ phụ trợ - Lời giải cho bài toán định giá giá trị hệ thống:

Trong một hệ thống điện hiện đại, các dịch vụ như điều tần, điều áp, dự phòng công suất, khởi động đen, hay cân bằng hệ thống đều có thể được lượng hóa và thanh toán thông qua thị trường dịch vụ phụ trợ. Hơn nữa, thị trường này không chỉ dành cho BESS, hay thủy điện tích năng.

Mọi nguồn lực có khả năng cung cấp dịch vụ đều có thể tham gia cạnh tranh bình đẳng, bao gồm thủy điện truyền thống, nhiệt điện, thủy điện tích năng, BESS, các nguồn năng lượng tái tạo có khả năng điều khiển và cả các chương trình điều chỉnh phụ tải điện. Khi đó, các nguồn lưu trữ sẽ được trả tiền dựa trên giá trị thực tế mà chúng mang lại cho hệ thống, thay vì phải thu hồi toàn bộ chi phí thông qua giá điện năng.

Cũng cần nhấn mạnh rằng: Giá dịch vụ phụ trợ khi được hình thành sẽ không phải là một khoản chi phí mới phát sinh cho hệ thống điện. Về bản chất, đây là cơ chế giúp lượng hóa và phân bổ minh bạch những chi phí mà hệ thống điện vốn đã phải gánh chịu để duy trì độ ổn định, độ tin cậy và khả năng đáp ứng phụ tải. Thay vì được “ẩn” trong nhiều khâu vận hành khác nhau, các chi phí này sẽ được xác định rõ ràng hơn và thanh toán cho đúng nguồn lực đã tạo ra giá trị cho hệ thống. Đây chính là nền tảng để thị trường lựa chọn những giải pháp linh hoạt có hiệu quả kinh tế cao nhất, thay vì áp đặt hành chính, hoặc đưa toàn bộ chi phí vào giá điện năng.

Từ mục tiêu quy hoạch đến hiện thực đầu tư:

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đã xác định rõ vai trò của lưu trữ năng lượng trong hệ thống điện tương lai. Tuy nhiên, mục tiêu phát triển từ 10-16,3 GW BESS cùng hàng nghìn MW thủy điện tích năng mới chỉ là điểm khởi đầu. Để hiện thực hóa các mục tiêu này, Việt Nam cần một cơ chế kinh tế đủ hấp dẫn để thu hút đầu tư.

Nếu các dịch vụ mà lưu trữ năng lượng cung cấp không được lượng hóa và thanh toán đầy đủ, nhà đầu tư sẽ rất khó chứng minh hiệu quả tài chính của dự án, dẫn đến mục tiêu quy mô BESS như trên không thể trở thành hiện thực. Ngược lại, khi thị trường dịch vụ phụ trợ được hình thành và vận hành hiệu quả, các dự án lưu trữ sẽ có thêm nguồn doanh thu ngoài bán điện, qua đó nâng cao khả năng thu hồi vốn và giảm áp lực phải đưa toàn bộ chi phí đầu tư vào giá điện.

Ở góc độ này, thị trường dịch vụ phụ trợ không chỉ là công cụ vận hành hệ thống điện, mà còn là nền tảng kinh tế cho sự phát triển của lưu trữ năng lượng trong nhiều thập niên tới.

Kết luận:

Những tranh luận xung quanh khung giá điện mặt trời có tích hợp BESS đã mở ra một vấn đề lớn hơn nhiều so với phạm vi của một loại hình nguồn điện. Đó là cách thức ghi nhận và thanh toán giá trị của các nguồn lực linh hoạt trong hệ thống điện tương lai.

Thực tiễn phát triển của hệ thống điện Việt Nam và định hướng của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đã cho thấy lưu trữ năng lượng là một thành phần không thể thiếu của quá trình chuyển dịch năng lượng. Vấn đề còn lại là làm thế nào để những giá trị mà BESS, thủy điện tích năng mang lại cho hệ thống điện được ghi nhận, thanh toán một cách đầy đủ, minh bạch và công bằng.

Nếu lưu trữ năng lượng là công cụ giúp gia tăng tính linh hoạt của hệ thống điện, thì thị trường dịch vụ phụ trợ chính là cơ chế kinh tế để lượng hóa và thanh toán những giá trị đó. Vì vậy, sự phát triển của BESS, thủy điện tích năng trong tương lai sẽ phụ thuộc không chỉ vào công nghệ, chi phí đầu tư, mà còn vào tốc độ hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh và thị trường dịch vụ phụ trợ của Việt Nam. Đây có thể chính là một trong những mảnh ghép quan trọng nhất để hiện thực hóa mục tiêu xây dựng hệ thống điện xanh, linh hoạt, an toàn và hiệu quả theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

1. Thủ tướng Chính phủ (2025): Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII điều chỉnh).

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (2026): Văn bản góp ý phương án xây dựng khung giá phát điện đối với nhà máy điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời nổi có hệ thống pin lưu trữ.

3. Bộ Công Thương (2024-2026): Các văn bản liên quan đến phát triển thị trường điện cạnh tranh, dịch vụ phụ trợ hệ thống điện và lưu trữ năng lượng.

4. 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.