(KTSG Online) – Pin lưu trữ năng lượng được đánh giá là mắt xích không thể thiếu để khai thác tối đa tiềm năng của điện mặt trời, điện gió. Tuy nhiên, tại Việt Nam, công nghệ này vẫn gần như nằm ngoài quy hoạch điện và thị trường điện, do thiếu khung pháp lý và cơ chế giá rõ ràng.
Thế giới đẩy nhanh, Việt Nam vẫn loay hoay
Hệ thống lưu trữ năng lượng (Battery Energy Storage Systems – BESS) đang được coi là giải pháp quan trọng để giải quyết bài toán mất cân bằng giữa lúc dư và thiếu điện trong hệ thống điện có tỷ trọng năng lượng tái tạo cao, như Việt Nam hiện nay. Các hệ thống này lưu trữ điện từ gió, mặt trời khi thừa, để phát ra khi phụ tải tăng cao, nhờ đó giảm lãng phí và nâng cao độ ổn định lưới điện.
Theo tài liệu khoa học thì tổng công suất lưu trữ toàn cầu có thể đạt 1.000 GWh vào năm 2030, gấp khoảng 20 lần so với hiện nay. Mỹ, Trung Quốc, Đức hay Úc đã đi trước một bước với những dự án pin lưu trữ có quy mô hàng trăm MWh, trở thành một phần của chiến lược trung hòa carbon.
Ở Việt Nam, điện mặt trời phát triển bùng nổ từ năm 2019, hiện chiếm hơn 10% tổng công suất nguồn. Nhưng thị trường pin lưu trữ thì vẫn là “vùng trắng” và chưa có dự án thương mại nào của pin lưu trữ được đấu nối vào lưới điện quốc gia. Một số doanh nghiệp như Trung Nam Group, BCG Energy, AMI AC Renewables chỉ lắp hệ thống nhỏ (1-5 MWh) để tự sử dụng hoặc hỗ trợ vận hành hệ thống của mình.
Một dự án lớn đáng chú ý là hệ thống pin 100 MWh tại Ninh Thuận do một doanh nghiêp nhà nước đề xuất đề xuất, với công suất 25 MW, kết hợp với cụm thủy điện tích năng, nhằm hỗ trợ giảm tải lưới và cấp điện giờ cao điểm. Tuy nhiên, dự án mới dừng ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư. Cùng với đó là dự án thí điểm 15 MW/30 MWh tại Gia Lai do doanh nghiệp nhà nước triển khai, nhận tài trợ từ Ngân hàng Thế giới. Dù đã chạy thử nhưng chưa có cơ chế thương mại nên vẫn chỉ dừng ở quy mô thí điểm.
Điểm nghẽn lớn nhất hiện nay là chưa có cơ chế mua bán điện riêng cho điện lưu trữ. Pin lưu trữ không được ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn EVN, cũng không nằm trong danh mục nguồn điện được tham gia thị trường như là điện gió hay điện mặt trời, thủy điện. Trong khi đó, suất đầu tư cho pin lưu trữ khá cao, khoảng 8 - 12 tỉ đồng mỗi MWh, chưa kể chi phí bảo trì, an toàn và xử lý cuối vòng đời. Không có cơ chế giá và thời gian hoàn vốn rõ ràng, doanh nghiệp khó dám rót vốn.
Thiếu định danh, vướng giá điện, chậm quy hoạch
Một nguyên nhân khác khiến thị trường pin lưu trữ chưa phát triển là chưa có định danh pháp lý rõ ràng. Trong Quy hoạch điện VIII, pin lưu trữ chưa được xem là nguồn điện độc lập, cũng không được xếp vào nhóm ưu tiên đấu nối hay hưởng ưu đãi. Điều này khiến các doanh nghiệp muốn đầu tư không biết bắt đầu từ đâu: lắp đặt xong chưa chắc được đấu nối, cũng chưa rõ cơ chế bán điện ra sao và ở mức giá nào.
Ngân hàng Thế giới dự báo Việt Nam sẽ cần bổ sung hàng chục GWh dung lượng lưu trữ vào năm 2030 để cân bằng hệ thống, trong bối cảnh điện gió và điện mặt trời tiếp tục tăng nhanh. Tổ chức này cùng Bộ Công Thương đang nghiên cứu các cơ chế thí điểm cho BESS, bao gồm việc cho phép EVN mua điện từ hệ thống lưu trữ với giá linh hoạt theo khung giờ. Tuy nhiên, chính sách cụ thể vẫn chưa hình thành.
Một số phương án được các tổ chức như Ngân hàng Thế giới, GIZ và Cục Điều tiết điện lực đề xuất gồm giá hai chiều theo giờ (BESS được mua điện rẻ vào giờ thấp điểm và bán lại vào giờ cao điểm với giá cao hơn), dịch vụ phụ trợ (nhà đầu tư pin sẽ được trả phí cho việc cung cấp các dịch vụ như điều tần, điều áp, dự phòng công suất, tức mô hình đang vận hành tại Mỹ, Úc, Nhật Bản), tích hợp vào biểu giá điện tái tạo (cho phép phần điện lưu trữ phát vào giờ cao điểm được hưởng giá tốt hơn).
Ngoài vướng mắc về cơ chế, Việt Nam cũng chưa có bộ tiêu chuẩn kỹ thuật riêng cho pin lưu trữ, từ an toàn đấu nối, phòng cháy chữa cháy, đến quy định xử lý pin sau vòng đời. Đây là rào cản lớn trong thẩm định dự án và tạo thêm rủi ro cho nhà đầu tư.
Theo một chuyên gia từ Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, BESS không chỉ là “kho điện” mà nếu được vận hành đúng cách, có thể giúp điều chỉnh tần số, áp lực hệ thống, nâng cao hiệu quả vận hành và giảm thiểu rủi ro sự cố.
"Mắt xích" còn thiếu: pin lưu trữ
Các chuyên gia cho rằng, để khơi thông thị trường pin lưu trữ, cần sớm đưa BESS vào quy hoạch điện quốc gia với vai trò rõ ràng. Đặc biệt, phải ưu tiên triển khai ở những vùng có tiềm năng điện tái tạo cao như Nam Trung Bộ, Tây Nguyên, những nơi lưới điện hiện còn hạn chế.
Điều quan trọng nhất là ban hành khung giá điện riêng cho BESS, để hệ thống này được tham gia thị trường với vai trò vừa là nguồn phát vừa là dịch vụ phụ trợ. Song song đó, chính sách ưu đãi về thuế nhập khẩu thiết bị, tín dụng xanh, hỗ trợ thí điểm cũng là cú hích cần thiết để doanh nghiệp mạnh dạn đầu tư.
Để giải quyết phần nào chênh lệch giữa thấp điểm và cao điểm, Nhà nước đã đầu tư giai đoạn 1 thủy điện tích năng Bác Ái ở NInh Thuận có vốn đầu tư hơn 20.000 tỉ đồng, nhưng cũng chỉ là giải quyết phần ngọn. Lưu trữ điện mới là cái gốc của vấn đề.
Về dài hạn, việc phát triển BESS sẽ nâng cao hiệu quả khai thác điện mặt trời, điện gió, giúp ổn định lưới và đảm bảo an ninh năng lượng. Ngược lại, nếu cơ chế chậm ban hành, Việt Nam sẽ tiếp tục ở thế dư điện tái tạo ban ngày nhưng thiếu điện vào buổi tối, tình trạng lãng phí nguồn lực và gây tâm lý e dè cho nhà đầu tư.
Trong bối cảnh điện mặt trời và điện gió phát triển nhanh, phụ tải ngày và đêm chênh lệch lớn, pin lưu trữ rõ ràng là giải pháp bắt buộc. Câu hỏi còn lại là Việt Nam sẽ mất bao lâu để tháo gỡ cơ chế, để “mắt xích” này thực sự tham gia vào cuộc chơi năng lượng?
Xanh hóa, là chiến lược dài hơi. Nhưng cần có giải pháp cụ thể, trong đó quyết sách của chính phủ phải là động lực đầu tiên và có tác động lớn nhất về mặt nhận thức để thay đổi tình hình. Chủ trương mới đây của thủ tướng về việc chuyển đổi xe máy xăng sang xe máy điện, đề ra lộ trình cấm đi lại trong từng khu vực một cách rõ ràng… đã gởi một thông điệp mạnh mẽ đến toàn xã hội, tạo ra tâm thế mới nhằm chuẩn bị đón đầu cho chiến lược làm sạch môi trường ở những đô thị lớn. Lưu trữ điện cũng vậy, cần phải có giải pháp tổng thể trong sơ đồ điện của toàn hệ thống điện quốc gia. Nếu không đồng bộ, thì không những làm gián đoạn một khâu/ một quy trình mà có thể tất cả các khâu/ toàn bộ quy trình sẽ bị ảnh hưởng nặng nề.
Hiện nay, theo số liệu điều độ hệ thống điện quốc gia (NLDC), độ chênh lệch giữa phụ tải thấp điểm ban đêm và cao điểm ban ngày tại Việt Nam đã lên tới khoảng 10.000 MW.
Điều này có nghĩa là:
Ban ngày (đặc biệt vào khung 9g-11g và 13g-15g) nhu cầu điện cao nhất, đạt trên 50.000 MW.
Ban đêm, nhu cầu có thể giảm xuống 40.000 MW hoặc thấp hơn, tạo ra biên độ dao động 10 GW.
Tác động chính:
Gây áp lực cho hệ thống nguồn điện (phải có nguồn linh hoạt điều chỉnh).
Là lý do EVN liên tục nhấn mạnh nhu cầu lưu trữ điện, phát triển thủy điện tích năng, pin lưu trữ và cơ chế giá điện theo giờ (TOU).
Điện NLMT áp mái của hang triệu Doanh nghiệp và hộ gia đình tạo ra sản lượng không nhỏ, góp phần giảm cầu và còn tăng cung cho lưới điện Quốc gia; đồng thời xã hội hóa rộng rãi chi phí đầu tư sản tạo nguồn điện. Sao Bộ CT không đề nghị Chính phủ cho EVN tiếp tục Hợp đồng và lắp đặt công tơ hai chiều đối với điện áp mái, dù EVN mua lại sản lượng điện dư thừa này bằng giá thấp nhất trong biểu giá bán lẻ bậc thang của EVN thì các bên và cả Quốc gia cùng có lợi, phát huy nguồn lực dồi dào còn bỏ trống.
Một điểm nữa liên quan vấn đề thay đổi giá điện, đó là, từ tháng 02/2024 ngành điện đã chuyển lịch chốt số điện để tính thu tiền từ ngày 16 sang ngày cuối tháng để phù hợp với việc hạch toán của các DN vậy sao thời điểm thay đổi giá điện (toàn tăng giá), Bộ CT không cho thực hiện từ ngày đầu tháng, cho khỏi phức tạp trong việc tính toán ?
Lưu trữ điện (energy storage) ở Việt Nam khó phát triển vì vướng nhiều nút thắt về cơ chế, kinh tế và hạ tầng. Có thể tóm gọn thành 5 nguyên nhân chính:
1. Chưa có khung pháp lý và cơ chế giá điện rõ ràng
Luật Điện lực và các văn bản dưới luật chưa quy định rõ việc đấu nối, vận hành, hay thanh toán cho dịch vụ lưu trữ điện.
Chưa có cơ chế giá mua/bán điện riêng cho pin lưu trữ, dẫn tới nhà đầu tư không tính được phương án thu hồi vốn.
Lưu trữ điện hiện chưa được coi là một “nguồn” hay “tải” chính thức trong quy hoạch, khiến các dự án khó được phê duyệt.
2. Chi phí đầu tư cao
Pin lithium-ion (loại phổ biến nhất) hiện có suất đầu tư 350–500 đô la/kWh, thời gian khấu hao 8–12 năm.
Chi phí vận hành, bảo dưỡng và thay thế sau vòng đời pin khá lớn.
Với giá bán điện bình quân tại Việt Nam còn thấp (khoảng 1.920 đồng/kWh năm 2024), thời gian hoàn vốn kéo dài, rủi ro cao.
3. Thị trường điện chưa cạnh tranh hoàn chỉnh
Việt Nam mới chỉ có thị trường bán buôn điện thí điểm, chưa có thị trường dịch vụ phụ trợ để lưu trữ điện tham gia (ví dụ điều tần, dự phòng công suất).
Không có cơ chế trả phí cho “dịch vụ lưu trữ” như ở Mỹ, Úc, hay EU.
4. Chưa gắn với chiến lược phát triển năng lượng tái tạo
Năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) ở Việt Nam phát triển nhanh nhưng thiếu đồng bộ với quy hoạch lưu trữ, dẫn tới tình trạng thừa công suất ban ngày nhưng không thể tận dụng vào buổi tối.
Việc cắt giảm công suất điện mặt trời, điện gió những năm qua chưa tạo áp lực kinh tế đủ lớn để buộc đầu tư lưu trữ.
5. Công nghệ và chuỗi cung ứng còn hạn chế
Hầu hết thiết bị lưu trữ phải nhập khẩu, phụ thuộc giá pin quốc tế và chi phí logistics.
Năng lực nghiên cứu, thử nghiệm và tiêu chuẩn an toàn cho pin lưu trữ tại Việt Nam còn thiếu, gây khó cho cấp phép và bảo hiểm dự án.