Tính riêng nhu cầu thực tế của khu vực miền bắc, nhu cầu cần để đáp ứng phụ tải đỉnh đã lên tới 1.348-2.856 MW. Còn theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, để tích hợp hiệu quả nguồn năng lượng tái tạo, toàn quốc đến năm 2030 cần phải đạt từ 10.000- 16.300 MW hệ thống lưu trữ.
Cách biệt chưa thể san lấp
“Hệ thống điện Việt Nam đang đứng trước áp lực lớn khi nhu cầu điện tiếp tục tăng nhanh để đáp ứng mục tiêu tăng trưởng kinh tế giai đoạn 2026-2030. Bài toán năng lượng với doanh nghiệp, vì vậy, đang dịch chuyển từ đầu tư nguồn điện riêng lẻ sang quản trị năng lượng tổng thể, trong đó tích hợp lưu trữ để dùng điện rẻ giờ thấp điểm, tránh chi phí công suất giờ cao điểm được xem là giải pháp then chốt”, TS Trần Huỳnh Ngọc - chuyên gia cao cấp năng lượng tái tạo tại Amperes (Alluvium Group) phát biểu tại diễn đàn “Hoàn thiện chính sách điện tái tạo và lưu trữ (BESS) - Nền tảng năng lượng xanh ổn định cho doanh nghiệp”.
Thực tế, kết quả tính toán bước đầu của Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO) cho giai đoạn 2026-2027, nhu cầu lắp đặt BESS chủ yếu phát sinh tại khu vực miền bắc nhằm bảo đảm khả năng đáp ứng phụ tải đỉnh của hệ thống điện. Khu vực miền trung và miền nam chưa phát sinh nhu cầu lắp đặt BESS trong các kịch bản tăng trưởng thấp.
EVN đã báo cáo và được Bộ Công thương thống nhất cập nhật quy mô lắp đặt BESS ở miền bắc vào Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, với tổng quy mô 805 MW/1.610 MWh. Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC) đang triển khai giai đoạn 1 với 305 MW (dự kiến hoàn thành cuối tháng 6/2026), Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội (EVNHANOI) mới thí điểm 50 MW tại năm trạm biến áp trên địa bàn trong số tổng công suất 275 MW được giao. Trên lưới truyền tải, 100 MW đầu tiên dự kiến hoàn tất tháng 1/2027. Số công suất kể trên vẫn cách rất xa nhu cầu thực tế tính riêng miền bắc ở mức 1.348-2.856 MW cho năm 2026.
Bên cạnh đó, quá trình lắp đặt BESS cũng đối mặt nhiều vướng mắc: từ quy hoạch, loại hình đầu tư, lựa chọn vị trí lắp đặt, đến hệ thống tiêu chuẩn - quy chuẩn và yêu cầu nghiêm ngặt về an toàn cháy nổ. Vấn đề cốt lõi sâu hơn nằm ở cách phân bổ chi phí và lợi ích. BESS không tạo ra điện năng mới, chỉ lưu trữ điện lúc thừa và phát ra lúc cần. Vì vậy, chi phí đầu tư đẩy khung giá phát điện cao hơn ngay ở cấp từng dự án. Trong khi đó, giá trị mà BESS mang lại - giảm chi phí vận hành, giảm nhu cầu đầu tư nguồn điện phủ đỉnh, nâng khả năng tích hợp năng lượng tái tạo - lại được phân bổ ở cấp độ toàn hệ thống. Nếu chỉ đánh giá BESS bằng chỉ tiêu tài chính của một dự án đơn lẻ, công nghệ này có vẻ không đáng đầu tư, dù mang tính cấp thiết đối với cả hệ thống.
Tối ưu hóa tổng thể hệ thống năng lượng
Trong thời điểm cơ chế chính sách không ngừng được hoàn thiện, một số đơn vị trong nước đã chủ động đầu tư BESS trên lưới phân phối để bảo đảm cung ứng điện ngay trong năm 2026. Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) nhận nhiệm vụ 200 MW với dung lượng tối thiểu hai giờ, nguồn vốn tự thu xếp. Đơn vị này cân nhắc hai phương án: phân tán - lắp cụm 10 MW/2 giờ bám theo trạm biến áp 110/22 kV hiện hữu, chặn quá tải ngắn hạn tại Nam Phú Quốc, Thạnh Hóa, Thủ Thừa, Cần Đước, Hồng Dân; hoặc tập trung - xây cụm lớn 50 MW/2 giờ tại các nút nghẽn rộng như Thạnh Hóa, Thủ Thừa, Bình Đại.
Dẫu vậy, dù chọn phương án nào, yếu tố quyết định là quỹ đất và vốn. Cụm 50 MW/2 giờ cần quỹ đất gần 6.000 m², cụm 10 MW/2 giờ chỉ cần khoảng 940 m² nếu tận dụng trạm hiện hữu. Tổng mức đầu tư cho mục tiêu 200 MW/2 giờ được ước tính sơ bộ khoảng 2.574 tỷ đồng, cần huy động trong khung thời gian rất ngắn.
Ở phía cung ứng thiết bị, GG Power đã khánh thành nhà máy sản xuất BESS vào tháng 4 năm nay, tại Khu công nghiệp số 5, Xuân Trúc, Hưng Yên. Đây là một trong những nhà máy BESS đầu tiên tại Việt Nam đầu tư theo chuẩn quốc tế, tự động hóa hơn 90%, công suất thiết kế 5 GWh/năm, cung ứng cho cả phân khúc dân dụng, công nghiệp và quy mô lưới điện, ở thời điểm phần lớn thị trường BESS trong nước vẫn phụ thuộc thiết bị nhập khẩu.
Về phía chính sách, Luật Điện lực 2024 mở đường cho thị trường điện cạnh tranh hơn. Nghị định số 57/2025/NĐ-CP về DPPA và Nghị định số 58/2025/NĐ-CP về điện mặt trời tự sản tự tiêu đã tạo hành lang cho các mô hình này. Tổ chuyên trách BESS, với sự điều phối của Bộ Công thương, EVN và GEAPP (Liên minh Năng lượng Toàn cầu vì con người và hành tinh), đang xây dựng cơ chế giá điện và dịch vụ phụ trợ cho lưu trữ. GEAPP cũng hợp tác cùng Ngân hàng Phát triển Châu Á (ADB) theo mô hình tài chính hỗn hợp, chia sẻ rủi ro để mở khóa dòng vốn tư nhân cho các dự án tiên phong.
Theo ý kiến của các chuyên gia, Việt Nam cần tạo điều kiện để các khu công nghiệp tiếp cận nguồn vốn xanh, đồng thời sớm ban hành tiêu chuẩn kỹ thuật về xử lý pin và thiết bị sau vòng đời. Hơn thế, việc triển khai giá điện hai thành phần cần có lộ trình rõ ràng, ổn định và minh bạch để doanh nghiệp có cơ sở xây dựng kế hoạch đầu tư dài hạn. Trọng tâm chuyển từ đầu tư riêng lẻ sang tối ưu hóa tổng thể hệ thống năng lượng, trên cơ sở kết hợp giữa công nghệ, vận hành và chính sách.
Hiện tại, Việt Nam đã và đang phát triển các nguồn năng lượng tái tạo với quy mô dẫn đầu Đông Nam Á. Thế nhưng, một hệ thống điện không chỉ sản sinh ra năng lượng, mà còn cần phải lưu giữ chúng nhằm phục vụ nhu cầu sử dụng mỗi khi cần.
Vấn đề còn lại là bao giờ, khoảng cách giữa đầu tư BESS thực tế và mục tiêu đề ra mới được xóa nhòa, khi mùa khô hay hiện tượng Siêu El Nino sẽ không chờ chúng ta tìm kiếm lời giải.
Hệ thống BESS không tự tạo ra điện năng mới mà chỉ lưu trữ lúc thừa, phát lúc thiếu. Do đó, chi phí đầu tư đơn lẻ của doanh nghiệp rất cao, trong khi lợi ích (giảm chi phí vận hành, giảm nghẽn mạch) lại mang tính phân bổ cho toàn hệ thống. Hiện tại, Bộ Công thương và các bên liên quan đang khẩn trương xây dựng cơ chế giá điện và dịch vụ phụ trợ cho BESS để kích thích dòng vốn đầu tư vào lĩnh vực này.
