Bộ Công Thương đề xuất khung giá riêng cho dự án pin lưu trữ

Theo kế hoạch triển khai Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030, tổng công suất hệ thống pin lưu trữ năng lượng dự kiến đạt từ 10.000 đến 16.300 MW. Đặc biệt, các dự án điện mặt trời tập trung bắt buộc phải lắp đặt hệ thống pin lưu trữ với quy mô tối thiểu bằng 10% công suất nhà máy và có khả năng tích trữ trong ít nhất hai giờ.

Trong giai đoạn 2025 - 2030, nhiều dự án pin lưu trữ được đưa vào danh mục triển khai như hệ thống pin lưu trữ công suất 50 MW (dung lượng MWh sẽ được xác định trong quá trình thực hiện), dự án pin lưu trữ gió Hải Anh với quy mô khoảng 4 MW cùng nhiều dự án bổ sung khác dự kiến đạt tổng cộng 138 MW. Khi tính chung, công suất pin lưu trữ toàn hệ thống có thể đạt mức 20.287 MW, bao gồm cả các dự án kết hợp với điện mặt trời tập trung và các dự án độc lập.

Dự thảo thông tư cũng nêu rõ những trường hợp không áp dụng cơ chế khung giá mới. Cụ thể, hệ thống pin lưu trữ gắn liền với các nhà máy điện tái tạo chỉ sử dụng sản lượng điện từ chính nhà máy để sạc sẽ không thuộc diện áp dụng.

Tương tự, các dự án do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hoặc các tổng công ty điện lực trực thuộc được giao đầu tư theo quyết định của cơ quan có thẩm quyền cũng nằm ngoài phạm vi điều chỉnh. Điều này nhằm bảo đảm cơ chế giá được xây dựng tập trung cho các dự án thương mại, khuyến khích sự tham gia của nhiều thành phần kinh tế.

Theo Thông tư 12/2025 của Bộ Công Thương, giá dịch vụ phát điện hiện được xác định theo hai thành phần: giá cố định và giá biến đổi. Tuy nhiên, với đặc thù vận hành kép vừa tiêu thụ điện từ lưới trong chu kỳ sạc, vừa phát điện trong chu kỳ xả, hệ thống pin lưu trữ đòi hỏi một cơ chế định giá nhiều thành phần riêng biệt. Đây cũng là cơ sở để phân bổ hợp lý chi phí đầu tư, vận hành và bảo đảm tính minh bạch trong cơ chế thị trường điện.

Khác với nhà máy điện truyền thống chỉ có chức năng phát điện vào lưới, pin lưu trữ năng lượng hoạt động linh hoạt tùy theo nhu cầu cân bằng tải của hệ thống tại từng thời điểm. Do đó, sản lượng điện phát ra hoặc lấy từ lưới luôn biến động và khó dự báo chính xác.

Từ thực tiễn này, Bộ Công Thương đề xuất cơ chế giá hai thành phần, tương tự như áp dụng với thủy điện tích năng. Theo đó, giá công suất sẽ không phụ thuộc vào sản lượng điện phát, mà dựa trên độ khả dụng và mức độ sẵn sàng của hệ thống. Còn giá điện năng sẽ phụ thuộc vào sản lượng điện thực tế được huy động, phản ánh chi phí trong cả chu kỳ sạc và chu kỳ xả.

Trong hợp đồng mua bán điện, giá bán được xác định dựa trên sự thỏa thuận giữa bên bán và bên mua nhưng không vượt quá khung giá do Bộ Công Thương ban hành. Giá công suất được tính toán nhằm bảo đảm hoàn vốn, phân bổ hợp lý trong suốt vòng đời dự án và sẽ bị điều chỉnh nếu nhà máy không đáp ứng được yêu cầu huy động công suất tại thời điểm cần thiết.

Trong khi đó, giá điện năng gắn trực tiếp với chi phí phát sinh trong quá trình vận hành, bao gồm cả điện tiêu thụ để sạc và điện phát ra trong chu kỳ xả, đồng thời phản ánh vai trò của hệ thống trong việc nâng cao chất lượng và ổn định lưới điện quốc gia.