Tích hợp mô hình điện lai trên cùng vị trí và kéo dài thời hạn PPA (lên 25-30 năm) nhằm tối ưu LCOE, hạ giá thành điện

Kết nối điện mặt trời mái nhà, pin lưu trữ, xe điện... thành nhà máy điện ảo (VPP) và nền tảng của Việt Nam Sau thời gian giá điện được tính theo thời gian sử dụng (Time of Use - TOU) và cơ chế điều chỉnh phụ tải (Demand Response - DR), nhiều quốc gia đang bước sang một giai đoạn phát triển mới của hệ thống điện: Kết nối điện mặt trời mái nhà, hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS), xe điện và các nguồn năng lượng phân tán thành “Nhà máy điện ảo” (Virtual Power Plant - VPP). Đây không phải là một nhà máy điện theo nghĩa truyền thống, mà là “nền tảng điều phối số”, giúp kết nối và khai thác hiệu quả các nguồn lực phân tán. Đối với Việt Nam, cùng với quá trình chuyển dịch năng lượng và xây dựng lưới điện thông minh, VPP được xem là một trong những hướng phát triển quan trọng của thị trường điện trong những năm tới.

Vai trò của lưu trữ năng lượng (BESS) và công nghệ tạo lưới (GFM) trong hệ thống điện tương lai Bài viết trình bày về xu hướng tất yếu của việc áp dụng công nghệ tạo lưới (Grid-Forming - GFM) cho các hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) trong hệ thống điện. Trong bối cảnh gia tăng mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo sử dụng biến tần như điện mặt trời, điện gió, việc ứng dụng BESS kết hợp GFM là giải pháp then chốt để khắc phục các rào cản về tính ổn định, bù đắp sự suy giảm quán tính cơ học và đảm bảo an ninh năng lượng cho hệ thống điện hiện đại.

1. Đặt vấn đề: Hai “nút thắt” tăng trưởng của ngành năng lượng tái tạo tại Việt Nam:

Sự phát triển bùng nổ của các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) tại Việt Nam thời gian qua đã, đang đóng góp quan trọng vào mục tiêu đảm bảo an ninh năng lượng và cam kết giảm phát thải. Tuy nhiên, ngành năng lượng đang phải đối mặt với hai “nút thắt” khác ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả đầu tư toàn xã hội:

Nút thắt hạ tầng và đất đai: Áp lực quỹ đất ngày càng khan hiếm và chi phí giải tỏa đền bù gia tăng, tình trạng nghẽn lưới truyền tải cục bộ và rủi ro sa thải công suất do sự biến động theo thời tiết của các nguồn phát đơn lẻ.

Nút thắt cơ chế thương mại và giá thành: Hợp đồng mua bán điện (PPA) hiện nay khống chế ở thời hạn 20 năm, chưa phản ánh đúng vòng đời kỹ thuật thực tế (25-30 năm) của các thiết bị hiện đại. Sự lệch pha này đẩy chi phí điện quy dẫn (LCOE) và giá mua điện PPA lên cao hơn mức cần thiết.

Để giải quyết đồng thời hai thách thức trên, tác giả đề xuất giải pháp kép: Tích hợp mô hình Hybrid Co-location (kết hợp nhiều nguồn năng lượng, dùng chung đất và hạ tầng đấu nối) kết hợp và kéo dài thời hạn PPA lên 25-30 năm (đồng bộ với vòng đời kỹ thuật). Đây là hướng đi mang tính chiến lược nhằm tận dụng tối đa hiệu suất hạ tầng, giảm giá thành sản xuất điện và tạo dư địa hạ giá bán lẻ điện cho nền kinh tế.

2. Giải pháp 1: Mô hình Hybrid Co-location - Tối ưu hóa đất đai và lưới truyền tải điện:

Mô hình Hybrid Co-location là giải pháp kết hợp nhiều nguồn phát (gió + mặt trời + lưu trữ BESS) trên cùng một diện tích đất/mặt nước và sử dụng chung một điểm đấu nối lưới điện (Point of Common Coupling - PCC). Hiệu quả kỹ thuật và thương mại của mô hình này được chứng minh qua các thước đo cụ thể:

Giảm hệ số sử dụng đất (Land Use Intensity - LUI): Cắt giảm từ 15%-30% diện tích chiếm dụng tính trên mỗi kWh phát ra nhờ tận dụng khoảng không gian giữa các trụ điện gió để lắp đặt tấm pin mặt trời và dùng chung hệ thống hạ tầng giao thông, nhà điều hành, mặt bằng trạm biến áp, đường dây truyền tải.

Tiết kiệm chi phí đầu tư (CAPEX) và vận hành (OPEX):

- Giảm 10%-20% CAPEX nhờ sử dụng chung trạm biến áp nâng áp, đường dây truyền tải, hệ thống điều khiển SCADA và đường giao thông thi công - vận hành, và cả chi phí đền bù giải phóng mặt bằng dự án.

- Giảm 12%-25% OPEX nhờ tối ưu hóa chi phí vận hành, bảo dưỡng (O&M), nhân lực và hạ tầng giám sát tập trung.

Tối ưu hóa tải đường dây (Grid Capacity Utilization): Một trang trại điện mặt trời đơn lẻ có hệ số công suất 18-22%, điện gió 30-40%. Nhờ tính tương hỗ theo chu kỳ (nắng cao điểm ban ngày, gió mạnh ban đêm/mùa mưa), việc kết hợp Hybrid nâng hệ số sử dụng đường dây đấu nối lên 50%-60%, giúp tối đa hóa sản lượng truyền tải trên từng MW dung lượng lưới.

3. Giải pháp 2: Kéo dài thời hạn PPA lên 25-30 năm - Bức tranh tài chính tổng thể và đòn bẩy kéo giảm Lcoe:

Trình độ công nghệ hiện đại đã cho phép tuổi thọ vật lý của các thiết bị chính như tấm quang điện PV có thể đạt trên 30 năm (thực tế các tấm quang điện PV đã hoạt động ở Nhật, Mỹ, Anh có thời gian hoạt động liên tục trên 30 năm và hiệu suất còn trên 80%) và tua bin gió chuẩn IEC Class vận hành ổn định 25-30 năm (điển hình hàng loạt trang trại điện gió ở Mỹ, châu Âu, Ấn Độ sử dụng tua bin Vestas, Siemens Gamesa, Enercon, GE Vernova, Suzlon đã hoạt động bền bỉ trên 25, 30 năm).

Cơ sở thử nghiệm ngoài trời của NREL (OTF) ở Golden, Colorado từ 1995. Sau 30 năm hiệu suất hiện tại (2026) còn trên 80%. Ảnh: PV Magazine.

Ảnh: EWEA.

Trang trại điện gió Middelgrunden (Đan Mạch):

Năm vận hành: 2000-2001 là dự án điện gió ngoài khơi lớn nhất thế giới tại thời điểm xây dựng với 20 tua bin (công suất 40 MW). Vào giữa năm 2025, Cơ quan Năng lượng Đan Mạch (DEA) đã chính thức gia hạn giấy phép hoạt động thêm 25 năm nữa cho dự án này (sau khi các kết quả kiểm định cho thấy phần móng và tháp thép vẫn còn cực kỳ bền vững), nâng tổng vòng đời dự kiến lên 50 năm.

Việc điều chỉnh thời hạn PPA từ 20 năm lên 25-30 năm tạo ra tác động tài chính rõ rệt:

1. Phân bổ CAPEX và tối ưu hóa chi phí tài chính (Debt Service):

Chi phí đầu tư ban đầu (CAPEX) chiếm 70%-80% tổng chi phí vòng đời dự án NLTT. Khi thời hạn PPA kéo dài thêm 5-10 năm, chi phí khấu hao tài sản cố định được phân bổ dài hơn. PPA dài hạn cũng cho phép các ngân hàng mở rộng thời gian cho vay (Debt Tenor) từ 10-12 năm lên 15-20 năm. Dòng tiền trả nợ hàng năm nhẹ hơn giúp giảm áp lực chỉ số nghĩa vụ trả nợ (DSCR), tạo điều kiện cho chủ đầu tư chấp nhận mức giá bán điện thấp hơn mà vẫn đạt tỷ suất sinh lời (IRR) mục tiêu.

2. Đánh giá khách quan về sự gia tăng OPEX trong giai đoạn cuối vòng đời:

Xét trên bức tranh tài chính tổng thể, việc vận hành nhà máy thêm 5-10 năm chắc chắn sẽ làm tăng tổng chi phí OPEX tuyệt đối (do phát sinh chi phí O&M hàng năm, chi phí bảo hiểm, đại tu thay thế linh kiện như Inverter ở năm 12-15, hoặc hộp số/cánh quạt tua bin gió, cùng sự suy giảm công suất tự nhiên). Tuy nhiên, khi quy đổi theo phương pháp Hiện giá thuần (NPV), các khoản chi phí OPEX phát sinh ở giai đoạn năm thứ 21-30 có giá trị quy đổi tương đối nhỏ do tác động của hệ số chiết khấu.

3. Tác động thuần tính trên LCOE và giá bán lẻ điện:

Mặc dù tổng OPEX tuyệt đối tăng lên, chi phí điện quy dẫn (LCOE) vẫn giảm từ 8% đến 12.3%. Nguyên nhân cốt lõi là tổng sản lượng điện thương phẩm tích lũy (Lifetime Energy Yield) trong 25-30 năm tăng trưởng mạnh mẽ, vượt xa tốc độ tăng của tổng chi phí quy đổi. Cơ chế này giúp “vắt kiệt” giá trị hạ tầng đã đầu tư, tạo ra nguồn điện giá rẻ sau khi dự án hoàn thành nghĩa vụ trả nợ gốc, trực tiếp tạo dư địa cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đàm phán giá PPA thấp hơn để hạ áp lực lên giá bán lẻ điện.

Bảng phân tích mô phỏng hiệu quả tài chính và LCOE theo thời hạn hợp đồng PPA.

4. Bằng chứng thực tiễn và bài học quốc tế:

Siêu dự án Gujarat Khavda Hybrid Park (Ấn Độ): Quy hoạch 30 GW tích hợp gió + mặt trời. Phân khu Co-location chứng minh khả năng tiết kiệm 40% chi phí hạ tầng đấu nối và tăng 28% sản lượng phát điện/ngày trên cùng một tọa độ đường dây truyền tải. Tổng mức đầu tư cuối cùng gần 20 tỷ USD.

Dự án Kennedy Energy Park (Queensland, Australia): Tích hợp 43.2 MW Gió + 15 MW Solar + 2 MW/4 MWh BESS. Dự án nâng hệ số công suất từ 38% (nếu chỉ chạy gió) lên trên 60%, cung cấp nguồn điện nền ổn định cho lưới điện địa phương trong 80% thời gian mỗi ngày với tổng mức đầu tư giai đoạn 1 là 160 triệu AUD. Dự kiến mở rộng giai đoạn 2 “Big Kennedy” với quy mô 1.200 MW, ước tính 2 tỷ AUD.

Công viên điện mặt trời Khavda, Ấn Độ. Ảnh: AFP.

Thông lệ PPA dài hạn tại châu Âu và Bắc Mỹ: Các hợp đồng PPA doanh nghiệp (Corporate PPA) và Virtual PPA cho dự án NLTT quy mô lớn hiện nay phổ biến ở khung 25-30 năm. Các nghiên cứu tại bán đảo Iberian (Tây Ban Nha và Bồ Đào Nha) chỉ ra rằng: PPA 25-30 năm kết hợp Co-location giúp LCOE giảm tới 25%-30% so với dự án đơn lẻ có PPA 20 năm.

5. Khuyến nghị cơ chế và chính sách vĩ mô tại Việt Nam:

Để hiện thực hóa các lợi ích trên, tác giả kiến nghị Bộ Công Thương và EVN xem xét triển khai các giải pháp chính sách sau:

Thứ nhất: Ban hành khung pháp lý cho dự án Hybrid Co-location:

- Ban hành hướng dẫn riêng về phát triển dự án NLTT tích hợp, hoặc bổ sung khái niệm điện lai vào Luật Điện lực 2024 (sắp sửa đổi).

- Đơn giản hóa thủ tục: Quy định hệ số sử dụng đất cho dự án hybrid, cho phép chủ đầu tư dự án hiện hữu được bổ sung nguồn phát mới trên cùng diện tích đất/mặt nước mà không phải làm lại thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư từ đầu.

- Chuyển đổi phương thức quản lý: Quản lý theo công suất phát tối đa tại điểm đấu nối ( at PCC) thay vì quản lý theo tổng công suất đặt của thiết bị.

Thứ hai: Áp dụng khung hợp đồng PPA linh hoạt (Flexible Tenor PPA) 25-30 năm:

- Xây dựng khung giá phát điện phân theo các mốc thời hạn PPA (20, 25, 30 năm). Thời hạn PPA càng dài thì giá trần (Cap price) càng thấp.

- Cho phép chủ đầu tư và EVN/bên mua điện tiềm năng khác thỏa thuận lựa chọn thời hạn PPA phù hợp với báo cáo khả thi (FS) và phương án tài chính.

- Bổ sung cơ chế điều chỉnh giá PPA từ năm thứ 21 trở đi dựa trên chi phí OPEX thực tế được kiểm toán và chỉ số CPI, hoặc cho phép chuyển sang tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) với cơ chế, hoặc hợp đồng linh hoạt phù hợp với Hybrid đặc thù.

Thứ ba: Ban hành biểu giá theo thời gian (ToD) và thị trường dịch vụ phụ trợ:

- Áp dụng Biểu giá mua điện theo thời gian trong ngày (Time-of-Day Tariff) đối với nhà máy Hybrid, thưởng giá cho lượng điện phát vào giờ cao điểm hệ thống nhờ sự hỗ trợ của BESS.

- Ban hành cơ chế chi trả cho các dịch vụ phụ trợ lưới điện mà nhà máy điện lai cung cấp như: Điều tần nhanh, hỗ trợ điện áp và khởi động đen.

- Sớm hoàn thiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh với thị trường giao ngay và thị trường hợp đồng kỳ hạn phù hợp, tiến tới thị trường bán lẻ với nhiều người mua nhằm tạo điều kiện giúp nhà đầu tư có thêm nhiều kênh mua bán đầu ra.

Thứ tư: Chuẩn hóa quy chuẩn kỹ thuật đấu nối:

Cục Điện lực phối hợp với EVN ban hành Quy chuẩn kỹ thuật đấu nối riêng cho nhà máy Hybrid, quy định rõ yêu cầu về hệ thống điều khiển trung tâm (Power Plant Controller - PPC) để đảm bảo an toàn tuyệt đối cho lưới điện truyền tải./.

NGUYỄN NGỌC TÚ - CÔNG TY CỔ PHẦN XÂY DỰNG CÔNG TRÌNH IPC

NGUYỄN HỮU KHOA - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM, TRƯỜNG CAO ĐẲNG ĐIỆN LỰC TP. HCM