Nghiên cứu xác định mô hình tính giá bán điện cho các nhà máy điện mặt trời có hệ thống pin lưu trữ trong hệ thống điện Việt Nam

Luận án tiến sĩ: Mô hình tính giá bán điện cho nhà máy điện mặt trời có pin lưu trữ tại Việt Nam - Đỗ Thị Loan

• Tác giả: Đỗ Thị Loan
• Người hướng dẫn: TS. Nguyễn Ngọc Trung
• Trường học: Trường Đại học Điện lực
• Chuyên ngành: Quản lý năng lượng
• Đề tài: Nghiên cứu xác định mô hình tính giá bán điện cho các nhà máy điện mặt trời có hệ thống pin lưu trữ trong hệ thống điện Việt Nam
• Loại tài liệu: Luận án tiến sĩ
• Năm xuất bản: 2025
• Địa điểm: Hà Nội

Tóm tắt

I. Tổng quan mô hình tính giá bán điện mặt trời có pin lưu trữ

Nghiên cứu của Đỗ Thị Loan tại Đại học Điện lực năm 2025 tập trung vào hệ thống điện mặt trời tích hợp pin lưu trữ năng lượng. Nguồn năng lượng tái tạo phát triển nhanh tạo áp lực lớn lên lưới điện quốc gia. Tính bất định của bức xạ mặt trời gây mất cân bằng cung cầu và nghẽn mạch truyền tải. Việc tích hợp hệ thống pin lưu trữ BESS trở thành giải pháp thiết yếu. Hệ thống này giúp nạp điện lúc bức xạ cao và phát điện vào giờ cao điểm. Cơ chế này giảm áp lực vận hành cho các nhà máy truyền thống. Tuy nhiên, rào cản lớn nhất nằm ở chi phí vốn ban đầu của pin lưu trữ còn cao. Các dự án PV-BESS đòi hỏi một cơ chế kinh tế rõ ràng để thu hồi vốn. Mô hình tính giá bán điện đóng vai trò quyết định khả năng khả thi tài chính. Công trình nghiên cứu này xây dựng cơ sở khoa học hoàn chỉnh cho bài toán định giá. Mô hình tính toán gắn liền với điều kiện vận hành thực tế tại Việt Nam. Kết quả nghiên cứu tạo tiền đề chính sách quan trọng cho thị trường năng lượng sạch.

1.1. Vai trò của hệ thống pin lưu trữ BESS trong lưới điện

Pin lưu trữ BESS mang lại nhiều lợi ích kỹ thuật quan trọng cho hệ thống điện. Thiết bị này thực hiện chức năng dịch chuyển năng lượng hiệu quả. Điện mặt trời dư thừa buổi trưa được lưu trữ an toàn. Lượng điện này được xả ra vào khung giờ phụ tải đạt đỉnh. BESS còn tham gia điều tần sơ cấp nhanh chóng. Tần số lưới điện duy trì ổn định khi nguồn quang điện biến động mạnh. Hiện tượng quá tải đường dây giảm thiểu rõ rệt. Tỷ lệ cắt giảm công suất phát của các nhà máy điện mặt trời hạ xuống mức thấp. Khả năng tích hợp năng lượng tái tạo của toàn hệ thống được nâng cao đáng kể. Nhà đầu tư chủ động hơn trong kế hoạch giao nhận điện thương phẩm.

1.2. Mục tiêu nghiên cứu luận án tiến sĩ của Đỗ Thị Loan

Luận án tiến sĩ của tác giả Đỗ Thị Loan giải quyết bài toán định giá điện cho nhà máy PV-BESS. Mục tiêu chính là thiết lập mô hình tính toán chuẩn xác và khoa học. Phương pháp định giá phải cân đối hài hòa lợi ích giữa chủ đầu tư và bên mua điện. Công trình đánh giá toàn diện chuỗi chi phí vòng đời của pin lưu trữ. Nghiên cứu cũng phân tích cấu trúc thị trường điện Việt Nam theo từng giai đoạn phát triển. Các đề xuất mô hình giá bám sát định hướng của Bộ Công Thương và EVN. Kết quả tạo căn cứ xác định biểu giá hợp lý cho nguồn điện sạch có lưu trữ. Điều này góp phần hoàn thiện khung chính sách năng lượng bền vững tại Việt Nam.

II. Thực trạng mô hình tính giá bán điện mặt trời có pin lưu trữ

Thị trường điện Việt Nam đang đối mặt nhiều thách thức về cơ chế kinh tế cho hệ thống lưu trữ. Cơ chế giá cố định FiT trước đây đã hết hiệu lực thi hành. Các quy định hiện hành theo Quyết định 988/QĐ-BCT năm 2025 mới chỉ đưa ra khung giá trần cho nhà máy điện mặt trời chuẩn. Cơ chế thanh toán riêng biệt cho hệ thống pin BESS hoàn toàn chưa được ban hành. Các dự án lưu trữ hiện thiếu cơ chế thị trường công suất và dịch vụ phụ trợ. Nhà đầu tư chịu rủi ro tài chính cao do suất đầu tư hệ thống pin còn đắt đỏ. Tuổi thọ pin phụ thuộc chặt chẽ vào số chu kỳ sạc xả và nhiệt độ môi trường. Chi phí thay thế cell pin sau một giai đoạn vận hành tạo áp lực dòng tiền. Ngoài ra, việc chưa áp dụng biểu giá mua điện theo thời gian sử dụng TOU làm giảm động lực xả điện giờ cao điểm. Doanh nghiệp không thể hoàn vốn nếu áp dụng mức giá bán cào bằng thông thường. Sự thiếu hụt cơ chế định giá phù hợp kìm hãm dòng vốn đầu tư tư nhân vào công nghệ pin lưu trữ.

2.1. Hạn chế của các phương pháp định giá điện truyền thống

Phương pháp chi phí điện san bằng LCOE truyền thống bộc lộ nhiều điểm nghẽn lớn. Chỉ số LCOE chỉ phản ánh chi phí trung bình trên mỗi đơn vị điện năng sản xuất. Chỉ số này bỏ qua giá trị thời gian của nguồn điện phát lên hệ thống. Nguồn điện phát vào giờ cao điểm có giá trị kinh tế vượt trội so với giờ thấp điểm. Hệ thống lưu trữ BESS phát điện linh hoạt nhưng LCOE không định lượng được giá trị này. Thêm vào đó, chi phí cơ hội do suy hao dung lượng pin chưa được tính toán đầy đủ. Cơ chế giá cố định FiT đơn nhất cũng triệt tiêu động lực dịch chuyển phụ tải. Do đó, phương pháp truyền thống không còn phù hợp cho các mô hình tích hợp điện mặt trời và pin lưu trữ.

2.2. Rủi ro tài chính từ suy giảm dung lượng và chi phí pin

Pin lưu trữ BESS chịu sự suy giảm dung lượng liên tục qua các chu kỳ nạp xả. Tốc độ suy giảm phụ thuộc trực tiếp vào độ sâu xả cạn và nhiệt độ vận hành. Sau nhiều năm hoạt động, chủ đầu tư bắt buộc phải chi trả chi phí thay thế khối pin mới. Khoản chi phí tái đầu tư này chiếm tỷ trọng lớn trong tổng chi phí vòng đời dự án. Nếu mô hình giá không tính toán yếu tố suy giảm dung lượng, doanh thu dự án sẽ bị thâm hụt nghiêm trọng. Bài toán tài chính vì thế gặp rủi ro vỡ nợ phương án vay vốn ngân hàng. Việc lượng hóa chính xác chu kỳ vòng đời pin là điều kiện tiên quyết để định giá điện chính xác.

III. Phương pháp mô hình tính giá bán điện mặt trời có pin lưu trữ

Luận án của Đỗ Thị Loan đề xuất mô hình tính giá điện toàn diện dựa trên cơ chế TOU và chỉ số LROE. Phương pháp định giá theo thời gian sử dụng TOU chia biểu giá thành ba khung giờ rõ rệt. Khung giá cao điểm tạo nguồn thu bù đắp chi phí đầu tư pin. Khung giá thấp điểm khuyến khích hệ thống nạp điện dư thừa từ quang điện. Bên cạnh đó, chỉ số doanh thu điện quy dẫn LROE được áp dụng thay thế cho LCOE thuần túy. LROE quy đổi dòng doanh thu hiện tại ròng trên toàn bộ vòng đời vận hành dự án. Mô hình kết hợp chặt chẽ các thông số suy giảm dung lượng và chi phí vận hành bảo dưỡng O&M. Thuật toán tối ưu hóa điều độ sạc xả được tích hợp vào công thức tính toán. Nhờ đó, mức giá bán xác định phản ánh chính xác chi phí biên và lợi ích hệ thống. Phương pháp này hoàn toàn tương thích với định hướng phát triển thị trường bán buôn điện cạnh tranh tại Việt Nam.

3.1. Ứng dụng cơ chế giá TOU và chênh lệch giá điện

Cơ chế giá điện theo thời gian sử dụng TOU là giải pháp then chốt cho hệ thống PV-BESS. Cơ chế này khai thác tối đa biên độ chênh lệch giá giữa các thời điểm trong ngày. Ban ngày, sản lượng điện mặt trời đạt đỉnh khiến giá bán điện trên thị trường giảm thấp. Pin BESS sẽ kích hoạt chế độ nạp năng lượng vào thời điểm này. Đến khung giờ cao điểm chiều tối, pin xả điện bán với mức giá cao nhất. Khoản chênh lệch giá TOU tạo ra doanh thu trực tiếp cho dự án lưu trữ. Cơ chế khuyến khích kinh tế này thúc đẩy doanh nghiệp chủ động hỗ trợ vận hành lưới điện. Đồng thời, áp lực phụ tải đỉnh của hệ thống điện được giảm tải rõ rệt.

3.2. Đánh giá tài chính qua chỉ số doanh thu quy dẫn LROE

Chỉ số doanh thu điện quy dẫn LROE mang lại góc nhìn tài chính toàn diện hơn LCOE. LROE tính toán tổng doanh thu chiết khấu trên mỗi đơn vị điện năng phát lên lưới. Chỉ số này phản ánh năng lực thu hồi vốn và khả năng sinh lời thực tế. Nghiên cứu của Đỗ Thị Loan sử dụng LROE để đo lường giá trị gia tăng từ hệ thống BESS. Mô hình đưa vào các biến số như chi phí đầu tư ban đầu CAPEX và chi phí thay thế pin. Lãi suất vay và tỷ lệ chiết khấu WACC cũng được tích hợp chính xác. Kết quả phân tích chỉ số LROE giúp xác định mức giá bán sàn cần thiết. Dự án nhờ đó đảm bảo chỉ số hoàn vốn nội bộ IRR đạt mức kỳ vọng của nhà đầu tư.

IV. Ứng dụng mô hình tính giá bán điện mặt trời có pin lưu trữ

Mô hình tính giá của tác giả Đỗ Thị Loan mang lại giá trị ứng dụng thực tiễn to lớn cho ngành điện lực Việt Nam. Kết quả nghiên cứu cung cấp cơ sở định lượng vững chắc cho các cơ quan quản lý nhà nước. Bộ Công Thương và Cục Điều tiết Điện lực có thể tham khảo để hoàn thiện khung pháp lý về giá điện lưu trữ. Mô hình giúp các tập đoàn năng lượng xây dựng phương án đầu tư khả thi và giảm thiểu rủi ro. Việc tích hợp BESS giải quyết triệt để bài toán nghẽn mạch tại các khu vực tập trung nhiều dự án như Ninh Thuận hay Bình Thuận. Hệ thống điện quốc gia vận hành linh hoạt và an toàn hơn trước các biến động thời tiết. Thị trường điện cạnh tranh từng bước hình thành sân chơi công bằng cho các công nghệ sạch mới. Mô hình định giá này mở ra hướng đi bền vững cho quá trình chuyển dịch năng lượng hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2050. Tính ứng dụng cao của đề tài khẳng định đóng góp học thuật và thực tiễn xuất sắc của luận án.

4.1. Khuyến nghị chính sách cho Bộ Công Thương và EVN

Nghiên cứu đưa ra những kiến nghị chính sách cụ thể cho các cơ quan điều hành năng lượng. Bộ Công Thương cần sớm ban hành khung giá hai thành phần công suất và điện năng cho BESS. Cơ chế đấu thầu công suất lưu trữ cần được thí điểm tại các điểm nút nghẽn lưới điện. EVN cần xây dựng quy chuẩn kỹ thuật đấu nối và quy trình kiểm định an toàn pin BESS. Quy định thanh toán dịch vụ phụ trợ tần số và điện áp cần sớm được luật hóa. Biểu giá mua bán điện TOU cho năng lượng tái tạo cần được chuẩn hóa minh bạch. Những giải pháp chính sách này sẽ kích hoạt nguồn vốn tư nhân đầu tư vào hạ tầng lưu trữ.

4.2. Lợi ích đối với nhà đầu tư dự án điện mặt trời

Mô hình tính giá giúp doanh nghiệp chủ động lập phương án tài chính chi tiết và tin cậy. Doanh nghiệp dự báo chính xác dòng tiền và thời gian hoàn vốn đầu tư của dự án. Tỷ lệ cắt giảm công suất nhà máy giảm xuống mức tối thiểu nhờ lưu trữ thông minh. Doanh thu bán điện gia tăng nhờ chiến lược xả điện vào các khung giờ giá cao. Chủ đầu tư cũng nâng cao uy tín xếp hạng tín dụng khi tiếp cận các khoản vay ngân hàng xanh. Tác động của suy giảm tuổi thọ pin được quản trị chặt chẽ trong kế hoạch tài chính dự án. Đây là công cụ đắc lực hỗ trợ doanh nghiệp ra quyết định đầu tư an toàn và hiệu quả.

Nội dung chính

Tổng quan luận án

Luận án tiến sĩ chuyên ngành Quản lý năng lượng (mã số: 9510602) với đề tài "Nghiên cứu xác định mô hình tính giá bán điện cho các nhà máy điện mặt trời có hệ thống pin lưu trữ trong hệ thống điện Việt Nam" được thực hiện bởi nghiên cứu sinh Đỗ Thị Loan dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Nguyễn Ngọc Trung và TS. Christy Huệ Thanh Nguyễn tại Trường Đại học Điện lực, Bộ Công Thương (bảo vệ năm 2025).

Tính cấp thiết và khoảng trống nghiên cứu

Theo trình bày của tác giả, hệ thống điện Việt Nam chứng kiến sự phát triển nhanh chóng của nguồn năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời trong giai đoạn 2019–2021. Sự gia tăng này đặt hệ thống điện trước hai thách thức vận hành đồng thời: biến thiên công suất lớn theo thời gian dẫn đến hiện tượng cắt giảm công suất vào khung giờ trưa (đặc tính đường cong con vịt), và tình trạng nghẽn lưới cục bộ do giới hạn khả năng truyền tải tại một số khu vực tập trung nguồn phát lớn. Hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) được xác định là công cụ kỹ thuật để giải quyết các vấn đề này thông qua dịch chuyển năng lượng và hỗ trợ độ tin cậy.

Mặc dù khung pháp lý đã ban hành một số văn bản quan trọng như Thông tư 09/2025/TT-BCT, Thông tư 12/2025/TT-BCT và Quyết định 988/QĐ-BCT quy định khung giá phát điện, các quy định này mới dừng lại ở mức thiết lập giá trần và các nguyên tắc chung. Khung chính sách hiện hành còn thiếu biểu giá theo thời gian (TOU) áp dụng cho sản lượng điện xả từ pin lưu trữ, chưa có cơ chế chi trả cho độ sẵn sàng (thanh toán công suất) của BESS, đồng thời chưa lượng hóa mối liên hệ giữa các mức giới hạn truyền tải của lưới điện với quy mô BESS và mức giá bán điện tối thiểu cần thiết để dự án đạt tính khả thi tài chính. Do đó, nghiên cứu này được thực hiện nhằm xây dựng cơ sở định lượng cho các mô hình tính giá bán điện của tổ hợp điện mặt trời tích hợp pin lưu trữ (PV-BESS).

Mục tiêu nghiên cứu

Mục tiêu tổng quát của luận án là xây dựng và đánh giá các mô hình tính giá bán điện phù hợp cho các nhà máy điện mặt trời có hệ thống pin lưu trữ trong điều kiện thực tế của hệ thống điện Việt Nam, đảm bảo hài hòa lợi ích kinh tế giữa chủ đầu tư và hệ thống điện.

Các mục tiêu cụ thể được xác định bao gồm:

1. Hệ thống hóa cơ sở lý thuyết và thực tiễn liên quan đến phương pháp xác định giá bán điện cho hệ thống điện mặt trời tích hợp pin lưu trữ (PV-BESS), bao gồm mô hình giá theo LCOE, mô hình giá theo TOU, và các cơ chế thanh toán công suất BESS, liên hệ đến áp dụng ở một số quốc gia.
2. Xây dựng hai mô hình định giá chính: mô hình giá cố định toàn vòng đời dựa trên LCOE và giá trần theo khung giá điện; mô hình giá theo TOU kết hợp thanh toán công suất BESS.
3. Ứng dụng mô hình cho các nhà máy PV-BESS điển hình tại ba khu vực Lai Châu, Ninh Thuận và Bình Phước (đại diện cho ba miền Bắc, Trung, Nam), với các kịch bản khác nhau về công suất BESS, thời lượng lưu trữ và giới hạn truyền tải, từ đó xác định giá bán điện tối thiểu và phạm vi giá khả thi.
4. Phân tích độ nhạy đối với các biến số nhạy cảm như chi phí đầu tư (CAPEX PV và CAPEX BESS), chi phí sử dụng vốn, vòng đời BESS và hệ số giới hạn truyền tải ($\alpha$), nhằm đánh giá khả năng đạt được tính khả thi cho dự án trong điều kiện thực tiễn.
5. Đề xuất khuyến nghị chính sách nhằm hoàn thiện cơ chế giá điện cho PV-BESS ở Việt Nam, bao gồm cơ chế hỗ trợ tài chính, tín dụng xanh và điều chỉnh cơ chế TOU.

Câu hỏi nghiên cứu

Nghiên cứu tập trung giải quyết 5 câu hỏi cụ thể được đánh số trong văn bản:

• Câu hỏi 1: BESS có thể giảm cắt giảm công suất và nâng cao hiệu quả khai thác hệ thống điện mặt trời trong điều kiện nếu có giới hạn truyền tải tại Việt Nam như thế nào?
• Câu hỏi 2: Mức giá bán điện tối thiểu nào đảm bảo dự án PV-BESS có hiệu quả tài chính trong bối cảnh Việt Nam?
• Câu hỏi 3: Mô hình TOU phản ánh giá trị dịch chuyển năng lượng của BESS khác biệt như thế nào so với mô hình LCOE?
• Câu hỏi 4: Các yếu tố chi phí như CAPEX PV, CAPEX BESS, vòng đời BESS, lãi suất vốn vay, giới hạn truyền tải tác động đến LCOE và NPV ở mức độ nào?
• Câu hỏi 5: Cần thiết kế cơ chế hỗ trợ và điều chỉnh chính sách nào để khuyến khích đầu tư PV-BESS tại Việt Nam?

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

• Đối tượng nghiên cứu: Bài toán xác định mô hình tính giá bán điện cho các hệ thống PV-BESS của các nhà máy điện mặt trời nối lưới có quy mô công suất 40 MWAC trong hệ thống điện Việt Nam. Cấu hình BESS được khảo sát gồm các tỷ lệ công suất 10%, 15% và 20% so với công suất PV, với thời lượng lưu trữ 2 giờ và 4 giờ. Hai mô hình định giá được phân tích là mô hình LCOE (chi phí quy dẫn) và mô hình TOU kết hợp thanh toán công suất.
• Phạm vi không gian: Ba khu vực nghiên cứu đại diện cho ba miền của hệ thống điện Việt Nam: Lai Châu (miền Bắc), Ninh Thuận (miền Trung) và Bình Phước (miền Nam), với các điều kiện bức xạ mặt trời và mức độ nghẽn mạch truyền tải mang tính đặc thù.
• Phạm vi thời gian: Vòng đời phân tích kinh tế của dự án là 20 năm; vòng đời BESS được xem xét theo hai kịch bản: 10 năm (cần tái đầu tư một lần) và 20 năm. Dữ liệu vận hành hệ thống điện được cập nhật đến năm 2024.
• Phạm vi kỹ thuật – kinh tế và chính sách: Phân tích tài chính dựa trên các chỉ số LCOE, LCOS, NPV, IRR, Thv và WACC. Mô hình hóa kỹ thuật và dòng tiền được thực hiện trên phần mềm SAM (System Advisor Model). Phân tích bám sát khung pháp lý hiện hành gồm Quyết định 988/QĐ-BCT, Thông tư 09/2025/TT-BCT, Thông tư 12/2025/TT-BCT, Quyết định 768/QĐ-TTg về Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII và các quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) theo Nghị định 80/2024/NĐ-CP, Nghị định 57/2025/NĐ-CP.

---

Tổng quan tài liệu và vị trí của luận án

Các hướng nghiên cứu trước đây

Tác giả đã tổng hợp và phân loại trên 40 bài báo khoa học trong nước và quốc tế xuất bản từ năm 2021 liên quan đến lưu trữ năng lượng và điện mặt trời tại Việt Nam thành 5 nhóm chủ đề chính:

1. Nhóm nghiên cứu vật liệu và công nghệ lưu trữ (chiếm 7,5% - 3/40 công trình): Điển hình là nghiên cứu [77] ứng dụng carbon xốp chế tạo từ than đá Việt Nam làm điện cực siêu tụ điện và cực dương cho pin Lithium-ion; nghiên cứu [78] sử dụng phương pháp Fuzzy MCDM đánh giá các công nghệ pin thay thế Lithium-ion và xác định pin Natri-ion là phương án phù hợp.
2. Nhóm nghiên cứu tích hợp BESS giải quyết các vấn đề kỹ thuật lưới điện: Khảo sát các chức năng hỗ trợ quán tính [1, 2, 3, 4], điều chỉnh điện áp và tần số theo Kundur và cộng sự [5], Luo và cộng sự [6], Zakeri và Syri [7], Miller và cộng sự [8], Michael Hoff [9], và tiêu chuẩn IEEE Std 1159-2019 [24]. Nhóm này tập trung vào bài toán giảm nghẽn truyền tải và ổn định lưới tại các trung tâm năng lượng tái tạo lớn như Ninh Thuận và Bình Thuận.
3. Nhóm nghiên cứu phân tích thị trường và chính sách (chiếm 20% - 8/40 công trình): Nghiên cứu [85] phân tích tác động của biểu giá FiT đến quyết định đầu tư PV-BESS quy mô hộ gia đình; nghiên cứu [86] và [87] thực hiện so sánh kinh nghiệm phát triển hệ thống lưu trữ và hydrogen giữa Việt Nam và Hoa Kỳ để đề xuất mô hình hợp tác công - tư.
4. Nhóm nghiên cứu tối ưu hóa cấu trúc và phân tích chi phí - lợi ích (chiếm 35% - 14/40 công trình, tỷ trọng lớn nhất): Nghiên cứu [88] của tác giả và cộng sự ứng dụng phần mềm HOMER để tối ưu hóa hệ thống PV kết hợp BESS và máy phát diesel tại Sơn Tây (Hà Nội), chỉ ra phương án giảm chi phí hệ thống từ 0,13 USD/kWh xuống 0,0536 USD/kWh. Nghiên cứu [89] của tác giả sử dụng phần mềm SAM mô phỏng nhà máy điện mặt trời tại Bình Phước tích hợp BESS dưới tác động của giới hạn truyền tải. Nghiên cứu [90] so sánh PV-BESS với nguồn điện truyền thống tại 3 quốc gia Đông Nam Á; nghiên cứu [91] ứng dụng thuật toán JSOA để tối ưu hóa doanh thu lưu trữ.
5. Nhóm nghiên cứu mô hình ra quyết định và đánh giá công nghệ (chiếm 7,5% - 3/40 công trình): Nghiên cứu [78] kết hợp Fuzzy AHP và Best-Worst Method (BWM) để xếp hạng công nghệ pin, xác định pin Natri-ion và Magie-ion là các lựa chọn tiềm năng cho điều kiện Việt Nam.

Khoảng trống nghiên cứu luận án lựa chọn giải quyết

Luận án chỉ ra hai khoảng trống nghiên cứu chính trong lý thuyết và thực tiễn quản lý năng lượng tại Việt Nam:

• Khoảng trống về cơ chế định giá giá trị linh hoạt của BESS: Các quy định hiện hành chỉ cung cấp khung giá trần dựa trên tổng sản lượng điện năng phát và các nguyên tắc định giá chung. Chưa có nghiên cứu nào tại Việt Nam thiết lập khung định giá hai thành phần cho hệ thống PV-BESS: kết hợp giá theo thời gian sử dụng (TOU) nhằm phản ánh giá trị thời điểm của điện năng xả và khoản thanh toán công suất ($F$) nhằm bù đắp chi phí sẵn sàng đảm bảo độ tin cậy của BESS (được xác định tại điều kiện NPV = 0).
• Khoảng trống về liên kết định lượng giữa nghẽn truyền tải, quy mô BESS và mức giá khả thi: Các nghiên cứu trước và Khung giá tại Quyết định 988/QĐ-BCT chưa đưa tham số giới hạn truyền tải ($\alpha$) và các tỷ lệ cấu hình BESS khác nhau vào mô hình tính toán. Khung giá hiện hành được xác lập dựa trên giả định cấu hình BESS tối thiểu (10% công suất PV và 2 giờ tích trữ), chưa lượng hóa được mức giá sàn cần thiết khi mở rộng quy mô BESS hoặc khi lưới điện bị giới hạn khả năng tiếp nhận công suất.

---

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Cơ sở lý thuyết và các chỉ số kinh tế - tài chính

Luận án áp dụng hệ thống các khái niệm và công thức chuẩn hóa trong kinh tế năng lượng để đánh giá dự án:

• Hệ số công suất (Capacity Factor): Tỷ số giữa điện năng thực phát trong năm đầu và sản lượng tối đa theo công suất danh định ở điều kiện vận hành liên tục 8.760 giờ: $$\text{Hệ số công suất} = \frac{\text{Năng lượng năm 1 (kWh)}}{\text{Công suất danh định (kW)} \times 8760}$$
• Chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE): Chi phí bình quân tính trên một đơn vị điện năng sản xuất trong suốt vòng đời dự án ($N = 20$ năm), có chiết khấu theo tỷ lệ $i$: $$LCOE = \frac{\sum_{n=0}^{N} \frac{CAPEX_n + OPEX_n + F_n}{(1 + i)^n}}{\sum_{n=1}^{N} \frac{E_n}{(1 + i)^n}}$$
• Chi phí lưu trữ điện quy dẫn (LCOS): Tổng chi phí vòng đời của BESS tính cho một đơn vị điện năng được xả ra: $$LCOS = \frac{CAPEX_{BESS,0} + \sum_{n=1}^{N} \frac{OPEX_{BESS,n} + CAPEX_{BESS,rep,n} + P_{energy,n} \cdot E_{BESS,char,n} - R_{BESS,n}}{(1 + i)^n}}{\sum_{n=1}^{N} \frac{E_{BESS,dis,n}}{(1 + i)^n}}$$
• Giá trị hiện tại ròng (NPV): Đánh giá tính khả thi tài chính của dự án dựa trên dòng tiền ròng hàng năm ($CF_n$): $$NPV = \sum_{n=0}^{N} \frac{CF_n}{(1 + i)^n}$$
• Tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR): Mức lãi suất chiết khấu làm cho NPV của dự án bằng 0.
• Thời gian hoàn vốn ($T_{hv}$): Thời gian thu hồi vốn đầu tư từ thu nhập thuần hàng năm.
• Chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền (WACC): Tỷ lệ chiết khấu danh định xác định theo tỷ trọng vốn vay ($D$), vốn chủ sở hữu ($E$), lãi suất vay vốn ($R_d$) và tỷ suất sinh lời đòi hỏi của chủ sở hữu ($R_e$).
• Các chỉ số mở rộng: Luận án tham chiếu thêm khái niệm doanh thu điện quy dẫn (LROE) và lợi nhuận điện quy dẫn (LPOE) từ các nghiên cứu quốc tế.

Phương pháp nghiên cứu

Luận án kết hợp giữa phương pháp định tính và định lượng:

• Phương pháp định tính: Hệ thống hóa chính sách phát triển năng lượng tái tạo, rà soát hệ thống tiêu chuẩn kỹ thuật điện và cơ chế giá bán điện trên thế giới và tại Việt Nam.
• Phương pháp định lượng: Sử dụng phần mềm SAM (System Advisor Model) do Phòng thí nghiệm Năng lượng Tái tạo Quốc gia Hoa Kỳ (NREL) phát triển để mô phỏng bức xạ thời tiết theo chuỗi thời gian hàng giờ, tính toán tổn thất quang điện, mô phỏng quá trình nạp/xả của pin Lithium-ion theo chiến lược điều độ và tính toán các chỉ số kinh tế - tài chính (LCOE, LCOS, NPV).
• Phương pháp so sánh và phân tích độ nhạy: So sánh đối chiếu giữa kịch bản PV không lưu trữ và PV-BESS; so sánh 3 miền địa lý; đánh giá định lượng tác động của 5 biến số nhạy cảm đầu vào.

Dữ liệu đầu vào và công nghệ pin lưu trữ

Dữ liệu sử dụng trong mô hình gồm:

• Dữ liệu bức xạ mặt trời (GHI), tốc độ gió, nhiệt độ môi trường tại Lai Châu, Ninh Thuận và Bình Phước.
• Thông số kỹ thuật nhà máy: Quy mô chuẩn 40 MWAC, xác định tỷ lệ diện tích che phủ đất (GCR), cấu hình chuỗi tấm pin và thông số bộ biến tần (inverter).
• Thông số kỹ thuật và kinh tế BESS: Pin Lithium-ion được lựa chọn làm công nghệ chủ đạo nhờ ưu thế về mật độ công năng và hiệu suất chu kỳ theo bảng tổng hợp của luận án:

Đặc điểm	Pb-acid	Li-ion	NiCd	NiMH	NaS	VRFB
Năng lượng riêng (Wh/kg)	25 – 50	80 – 250	30 – 80	40 – 110	150 – 240	10 – 130
Công suất riêng (W/kg)	150 – 400	200 – 2000	80 – 300	200 – 300	90 – 230	50 – 150
Mật độ năng lượng ($kWh/m^3$)	25 – 90	95 – 500	15 – 150	40 – 300	150 – 350	10 – 33
Mật độ công suất ($kW/m^3$)	10 – 400	50 – 800	40 – 140	10 – 600	1,5 – 33	—
Chi phí năng lượng (€/kWh)	40 – 170	500 – 2100	680 – 1300	170 – 640	250 – 420	130 – 850
Chi phí công suất (€/kW)	250 – 500	1000 – 3400	420 – 1300	200 – 470	850 – 2500	500 – 1300
Tuổi thọ (năm)	2 – 15	5 – 15	10 – 20	2 – 15	10 – 15	5 – 15
Chu kỳ dòng đời (chu kỳ)	250 – 2000	100 – 10000	1000 – 5000	300 – 1800	2500 – 40000	10000 – 16000
Điện áp tế bào (V)	2	2,4	1,2	1,2	2	1,2 – 1,6
Hiệu suất (%)	63 – 90	75 – 97	60 – 90	50 – 80	75 – 90	75 – 90

---

Nội dung chính theo từng chương

Phần mở đầu: Giới thiệu chung về nghiên cứu

Phần mở đầu xác lập bối cảnh chuyển dịch năng lượng và sự phát triển công suất điện mặt trời tại Việt Nam. Tác giả luận giải tính cấp thiết của đề tài khi hệ thống điện xuất hiện tình trạng cắt giảm công suất vào giữa trưa và quá tải lưới truyền tải cục bộ. Phần này công bố mục tiêu tổng quát, 5 mục tiêu cụ thể, 5 câu hỏi nghiên cứu, đối tượng nghiên cứu (nhà máy 40 MWAC, các cấu hình BESS 10%–20% tích trữ 2–4 giờ, hai mô hình LCOE và TOU) và phạm vi nghiên cứu chi tiết trên 3 miền.

Chương 1: Tổng quan nghiên cứu

Chương này tổng kết vai trò kỹ thuật của BESS trong hệ thống điện hiện đại: hỗ trợ quán tính ảo, ổn định tần số, điều chỉnh điện áp thông qua công suất tác dụng và phản kháng, dịch chuyển phụ tải giải quyết hiện tượng đường cong con vịt tại California ISO (dẫn chứng phụ tải ngày 27/02/2021 giảm xuống 3,5 GW buổi trưa và vọt lên 21 GW vào đầu buổi tối), quản lý phí công suất đỉnh (demand charges) và hỗ trợ khởi động đen (black start). Chương 1 đánh giá hiện trạng hệ thống điện Việt Nam năm 2024: điện thương phẩm đạt 276 tỷ kWh (miền Bắc và miền Nam chiếm 90%, miền Trung chiếm 10%), công suất đỉnh đạt 49 GW; tổng công suất đặt đạt gần 79 GW (chưa tính điện mặt trời mái nhà), trong đó nhiệt điện than 28 GW, thủy điện 24 GW, tuabin khí 7 GW, điện mặt trời trang trại gần 9 GW và điện gió gần 6 GW. Trào lưu truyền tải liên miền diễn ra mạnh theo hướng Trung – Bắc (đạt 7 tỷ kWh năm 2024) và Trung – Nam (đạt 22 tỷ kWh năm 2024).

Chương 1 cũng rà soát quy hoạch và khung pháp lý: Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII theo Quyết định 768/QĐ-TTg đặt mục tiêu đến năm 2030 công suất nguồn đạt 183 GW, trong đó điện mặt trời đạt 46.416 MW (chiếm 26,1%), pin lưu trữ đạt 10.300 MW (5,5%–6,9%), quy định các nhà máy điện mặt trời tập trung phải lắp đặt BESS tối thiểu 10% công suất tích trữ trong 2 giờ; đến năm 2050 công suất nguồn đạt 774 GW, điện mặt trời đạt 293.646 MW và lưu trữ đạt 95.120 MW. Đồng thời, chương này phân tích Quyết định 988/QĐ-BCT, các quy định về DPPA (Nghị định 80/2024/NĐ-CP, Nghị định 57/2025/NĐ-CP) và tổng quan 5 nhóm nghiên cứu trong nước, từ đó khẳng định 2 khoảng trống nghiên cứu chính.

Chương 2: Phương pháp luận nghiên cứu và dữ liệu đầu vào

Chương 2 xây dựng khung logic nghiên cứu 4 bước: (1) Xác định mục tiêu nghiên cứu; (2) Xây dựng hai mô hình định giá (mô hình LCOE cố định và mô hình TOU kết hợp thanh toán công suất $F$); (3) Lựa chọn 3 nhà máy 40 MWAC điển hình đại diện cho 3 miền (Lai Châu, Ninh Thuận, Bình Phước), thu thập dữ liệu kỹ thuật - kinh tế, mô phỏng kịch bản trên phần mềm SAM, tính toán LCOE, LCOS, NPV và phân tích độ nhạy; (4) Đề xuất khung giá và khuyến nghị chính sách.

Chương này trình bày chi tiết các công thức tính toán tài chính (hệ số công suất, LCOE, LCOS, NPV, IRR, Thv, WACC), cấu trúc chi phí CAPEX/OPEX, đặc tính kỹ thuật tấm pin, inverter và pin lưu trữ Lithium-ion. Đồng thời, chương 2 phân tích các thông lệ quốc tế về cơ chế mua bán điện PPA một thành phần và hai thành phần tách biệt giá điện năng và giá dịch vụ lưu trữ (ví dụ dự án Sunsure Energy tại Ấn Độ với hợp đồng 500 MWh BESS, các hợp đồng dịch vụ công suất tại California và cơ chế thị trường dịch vụ phụ trợ tại Hoa Kỳ và châu Âu).

Chương 3: Kết quả nghiên cứu

Chương 3 trình bày các kết quả mô phỏng định lượng cho các kịch bản:

• Kịch bản PV không có lưu trữ: Đánh giá sản lượng điện năng ròng năm thứ nhất, tỷ lệ tổn thất và biến động LCOE của 3 nhà máy khi có và không có giới hạn truyền tải ($\alpha$). Giới hạn truyền tải làm gia tăng mức cắt giảm công suất và đẩy chi phí LCOE lên cao.
• Kịch bản PV tích hợp BESS: Đánh giá việc lắp đặt BESS theo các mức công suất (10%, 15%, 20%) và thời lượng (2 giờ, 4 giờ). BESS giúp hấp thụ công suất dư thừa vào giờ trưa và giải phóng vào giờ cao điểm, giảm tỷ lệ tổn thất điện năng do nghẽn mạch. Tuy nhiên, việc bổ sung BESS làm gia tăng chi phí LCOS và chi phí LCOE tổng thể của hệ thống.
• Mô hình LCOE cố định: Xác định giá bán điện tối thiểu theo từng cấu hình và mức độ nghẽn mạch tại Lai Châu, Ninh Thuận và Bình Phước; so sánh kết quả tính toán với khung giá trần tại Quyết định 988/QĐ-BCT nhằm chỉ rõ các vùng cấu hình bị vượt giá trần.
• Mô hình TOU kết hợp thanh toán công suất ($F$): Mô hình áp dụng biểu giá điện theo giờ kết hợp với khoản thanh toán công suất BESS (tính theo UScents/kW-tháng hoặc đ/kW-tháng) để đưa chỉ số NPV về giá trị 0. Kết quả xác định được mức thanh toán công suất sẵn sàng tối thiểu cần thiết cho từng cấu hình BESS tại từng địa phương.
• So sánh các mô hình: Đánh giá ưu nhược điểm giữa mô hình LCOE cố định và mô hình TOU hai thành phần trong bối cảnh tái cơ cấu thị trường điện Việt Nam.

Chương 4: Phân tích độ nhạy và thảo luận kết quả

Chương 4 thực hiện phân tích độ nhạy của hai mô hình LCOE và TOU trước sự thay đổi của 5 biến số đầu vào:

1. Giảm 20% chi phí đầu tư mô-đun PV (CAPEX PV).
2. Giảm 20% chi phí đầu tư hệ thống BESS (CAPEX BESS).
3. Thay đổi vòng đời của BESS (kéo dài tuổi thọ pin từ 10 năm lên 20 năm, loại bỏ chi phí thay thế ở giữa chu kỳ dự án).
4. Giảm chi phí sử dụng vốn vay (giảm lãi suất vay 12% hoặc giảm 20% chi phí vốn vay).
5. Thay đổi tỷ lệ giới hạn truyền tải của lưới điện ($\alpha$).

Kết quả phân tích cho thấy việc giảm chi phí đầu tư BESS và kéo dài tuổi thọ chu kỳ pin có tác động giảm mạnh LCOE và cải thiện chỉ số NPV, làm giảm áp lực đối với mức thanh toán công suất $F$. Chương này cũng tổng hợp, so sánh mức độ nhạy cảm giữa mô hình LCOE và mô hình TOU để chỉ ra cấu trúc rủi ro tài chính của chủ đầu tư.

Kết luận và kiến nghị

Chương cuối cùng tổng kết các kết luận khoa học rút ra từ 4 chương nghiên cứu, khẳng định việc áp dụng mô hình định giá hai thành phần là phù hợp với thực tiễn vận hành và xu hướng chính sách. Tác giả đề xuất các kiến nghị cụ thể đối với Bộ Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các cơ quan quản lý nhằm ban hành cơ chế giá TOU cho BESS, thiết lập chính sách tín dụng xanh và hoàn thiện hợp đồng mua bán điện DPPA.

---

Kết quả và những đóng góp mới

Những đóng góp mới về mặt lý luận và khoa học

• Luận án đã đề xuất và xây dựng cơ chế định giá hai thành phần áp dụng cho hệ thống PV-BESS nối lưới tại Việt Nam, bao gồm: biểu giá theo thời gian sử dụng (TOU) phản ánh giá trị kinh tế của điện năng xả theo thời điểm, và cơ chế thanh toán công suất ($F$, tính theo UScents/kW-tháng hoặc đ/kW-tháng) phản ánh giá trị độ sẵn sàng và độ tin cậy của BESS, được xác định từ điều kiện cân bằng tài chính NPV = 0.
• Thiết lập phương pháp luận liên kết định lượng đồng thời giữa các mức giới hạn truyền tải lưới điện ($\alpha$), quy mô công suất và thời lượng tích trữ của BESS với mức giá bán điện khả thi, tạo cơ sở xác định mức giá sàn kinh tế dưới cả hai cách tiếp cận LCOE và TOU.
• Xây dựng khung phân tích độ nhạy toàn diện đối với 5 biến số tài chính - kỹ thuật trọng yếu (chi phí mô-đun PV, chi phí BESS, vòng đời BESS, chi phí vốn vay và giới hạn truyền tải), làm rõ mức độ tác động của từng biến số đến độ khả thi của dự án PV-BESS.

Đóng góp thực tiễn và giải pháp đề xuất

• Cung cấp bộ tham số định lượng cụ thể (mức giá LCOE sàn, dải giá TOU và mức thanh toán công suất tối thiểu $F$) cho các dự án điện mặt trời 40 MWAC tại ba miền (Lai Châu, Ninh Thuận, Bình Phước), làm công cụ tham chiếu phục vụ quá trình đàm phán hợp đồng PPA truyền thống và hợp đồng DPPA giữa chủ đầu tư và khách hàng lớn.
• Kiến nghị Chính phủ và Bộ Công Thương bổ sung cơ chế định giá hai thành phần vào khung pháp lý phát triển năng lượng tái tạo, thay thế cách tiếp cận giá trần tĩnh thuần túy.
• Đề xuất các cơ chế hỗ trợ tài chính để tăng tính khả thi cho các dự án PV-BESS, bao gồm: chính sách hỗ trợ tiếp cận nguồn vốn tín dụng xanh, giảm lãi suất vay, miễn giảm thuế nhập khẩu đối với thiết bị BESS và xem xét cơ chế trợ cấp đầu tư ban đầu cho các hệ thống lưu trữ kết hợp nguồn phát tái tạo.

---

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

Dựa trên nội dung và phạm vi nghiên cứu được công bố trong văn bản, luận án tồn tại một số giới hạn:

• Phân tích kỹ thuật và tài chính tập trung vào một quy mô công suất nhà máy chuẩn là 40 MWAC, chưa mở rộng khảo sát các dải công suất khác nhau (như quy mô nhỏ dưới 10 MW hoặc quy mô lớn trên 100 MW).
• Về công nghệ lưu trữ, nghiên cứu tập trung đánh giá công nghệ pin Lithium-ion theo dữ liệu thị trường hiện hành, chưa mô hình hóa chi tiết dòng tiền cho các công nghệ pin thay thế khác (như pin dòng oxy hóa khử VRFB, pin Natri-ion hay thủy điện tích năng).
• Về phạm vi không gian, luận án lựa chọn 3 địa điểm đại diện cho 3 miền (Lai Châu, Ninh Thuận, Bình Phước); các đặc thù vi khí hậu và cấu trúc lưới cục bộ ở các tỉnh thành khác chưa được mô phỏng chi tiết.
• Mô hình điều độ BESS trong phần mềm SAM được thiết lập theo các kịch bản vận hành định trước, chưa tích hợp thuật toán tối ưu hóa thời gian thực theo giá thị trường điện giao ngay hoàn chỉnh.
• Hướng nghiên cứu tiếp theo có thể mở rộng bài toán định giá cho các tổ hợp năng lượng tái tạo hỗn hợp (hybrid) kết hợp cả điện gió, điện mặt trời và BESS, cũng như nghiên cứu cơ chế đấu thầu thị trường dịch vụ phụ trợ khi thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam vận hành đầy đủ.

---

Giá trị tham khảo

Luận án mang lại các giá trị khoa học và ứng dụng thực tiễn cho nhiều nhóm đối tượng:

• Cơ quan quản lý nhà nước (Bộ Công Thương, Cục Điều tiết Điện lực, Viện Năng lượng): Cung cấp phương pháp luận và dữ liệu thực chứng để rà soát, điều chỉnh khung giá phát điện cho các nhà máy điện mặt trời có hệ thống lưu trữ theo Quyết định 988/QĐ-BCT; hỗ trợ thiết kế biểu giá TOU và các quy định kỹ thuật về tỷ lệ lắp đặt BESS trong triển khai Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII (Quyết định 768/QĐ-TTg).
• Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và Trung tâm Điều độ Hệ thống điện: Cung cấp cơ sở tính toán chi phí và giá trị kinh tế của dịch vụ lưu trữ trong việc giảm nghẽn mạch đường dây truyền tải liên miền (đặc biệt là trục truyền tải Trung – Bắc và Trung – Nam), tối ưu hóa huy động nguồn điện giờ cao điểm tối.
• Các nhà đầu tư năng lượng tái tạo và tổ chức tài chính: Cung cấp công cụ tính toán giá sàn khả thi, đánh giá rủi ro tài chính thông qua phân tích độ nhạy về chi phí vốn, giá pin và giới hạn truyền tải, làm căn cứ đàm phán hợp đồng PPA hoặc DPPA theo Nghị định 80/2024/NĐ-CP và Nghị định 57/2025/NĐ-CP.
• Nghiên cứu sinh, giảng viên và chuyên gia kinh tế năng lượng: Tài liệu tham khảo về phương pháp luận ứng dụng phần mềm SAM trong mô phỏng hệ thống điện mặt trời tích hợp BESS và kỹ thuật tính toán các chỉ số kinh tế quy dẫn (LCOE, LCOS, LROE, LPOE).

---

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao khung giá trần hiện hành theo Quyết định 988/QĐ-BCT chưa đủ để bảo đảm tính khả thi cho mọi dự án điện mặt trời có BESS?

Theo phân tích của luận án tại Chương 1 và Chương 3, khung giá trong Quyết định 988/QĐ-BCT đưa ra mức giá trần nhưng được tính toán dựa trên cấu hình lưu trữ ở mức tối thiểu (tỷ lệ BESS 10% công suất PV và thời lượng lưu trữ 2 giờ) và giả định lưới điện không bị nghẽn. Khi nhà máy tăng tỷ lệ công suất BESS lên 15%–20%, tăng thời gian lưu trữ lên 4 giờ để đáp ứng yêu cầu vận hành, hoặc khi lưới điện bị giới hạn truyền tải ($\alpha < 1$), chi phí lưu trữ LCOS và chi phí toàn hệ thống LCOE sẽ tăng vượt mức giá trần cho phép, khiến dự án không đạt được cân bằng tài chính nếu chỉ bán điện theo một mức giá trần tĩnh.

2. Cơ chế thanh toán công suất ($F$) trong mô hình TOU của luận án được tính toán dựa trên nguyên tắc nào?

Khoản thanh toán công suất ($F$, đơn vị tính bằng UScents/kW-tháng hoặc đ/kW-tháng) được xác định từ điều kiện cân bằng tài chính của dự án, tức là phần bù doanh thu cần thiết để giá trị hiện tại ròng của toàn bộ vòng đời hệ thống PV-BESS đạt mức $NPV = 0$. Khoản tiền này sau đó được chuẩn hóa chia cho công suất sẵn sàng của hệ thống pin lưu trữ BESS nhằm chi trả cho giá trị độ tin cậy và sự sẵn sàng cung cấp công suất hỗ trợ lưới điện của nhà máy trong các khung giờ hệ thống yêu cầu.

3. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (Quyết định 768/QĐ-TTg) đặt ra yêu cầu bắt buộc nào đối với các nhà máy điện mặt trời tập trung và mục tiêu BESS đến năm 2030?

Theo Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025 được trích dẫn trong Chương 1, các dự án điện mặt trời tập trung phát triển mới bắt buộc phải kết hợp lắp đặt pin lưu trữ với tỷ lệ tối thiểu 10% công suất và thời lượng tích trữ trong 2 giờ. Về mục tiêu tổng thể hệ thống, công suất nguồn pin lưu trữ đến năm 2030 dự kiến đạt từ 10.300 MW (chiếm tỷ lệ từ 5,5% đến 6,9% tổng công suất nguồn), và định hướng phát triển đạt từ 10 GW đến 16,3 GW phục vụ nhu cầu tích hợp năng lượng tái tạo và điều hòa phụ tải.

4. Kết quả phân tích độ nhạy tại Chương 4 chỉ ra những yếu tố đầu vào nào có tác động mạnh nhất đến LCOE và NPV của hệ thống PV-BESS?

Kết quả phân tích độ nhạy cho thấy chi phí đầu tư hệ thống BESS (CAPEX BESS), vòng đời của pin BESS (kéo dài tuổi thọ từ 10 năm lên 20 năm giúp loại bỏ một chu kỳ tái đầu tư lớn ở năm thứ 10), và hệ số giới hạn truyền tải ($\alpha$) là các yếu tố có tác động mang tính quyết định nhất đến LCOE và NPV của dự án. Tiếp theo là các yếu tố về chi phí vốn vay và chi phí đầu tư mô-đun PV.

---

Kết luận

Luận án tiến sĩ của Đỗ Thị Loan đã giải quyết vấn đề xác định mô hình tính giá bán điện cho các nhà máy điện mặt trời tích hợp pin lưu trữ (PV-BESS) quy mô 40 MWAC tại Việt Nam trong bối cảnh quá tải lưới truyền tải và cắt giảm công suất nguồn tái tạo. Thông qua công cụ mô phỏng SAM và các chỉ số tài chính quy dẫn, tác giả đã xây dựng và kiểm chứng hai mô hình định giá bổ trợ: mô hình LCOE xác định mức giá sàn kinh tế toàn vòng đời và mô hình TOU kết hợp thanh toán công suất ($F$) chi trả cho tính linh hoạt và độ sẵn sàng của BESS. Kết quả nghiên cứu cung cấp cơ sở khoa học và bộ dữ liệu thực chứng hỗ trợ các cơ quan quản lý hoàn thiện chính sách giá điện và tạo khung tham chiếu định lượng cho các bên tham gia đàm phán hợp đồng mua bán điện PPA và DPPA tại Việt Nam.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN NGHIÊN CỨU 1. VAI TRÒ CỦA LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN Hệ thống điện là hệ thống các máy phát điện, tải, dây dẫn, thiết bị chuyển đổi điện và lưu trữ năng lượng được kết nối với nhau và cung cấp điện cho người tiêu dùng. Một hệ thống điện lớn phục vụ cho quốc gia, các khu vực, kết nối các tổ máy phát điện với lưới truyền tải điện, các máy biến áp, tới các phụ tải của các hộ dân cư, các nhà máy sản xuất, các hoạt động dịch vụ, và hệ thống giao thông. Một hệ thống điện nhỏ có thể bao gồm máy phát điện, các tấm pin từ năng lượng mặt trời, và các thiết bị tiêu thụ điện.

Mỗi hệ thống điện, hay lưới điện có luôn yêu cầu vận hành với công suất cung cấp bằng với công suất nhu cầu. Trong một lưới điện không có lưu trữ, công suất đi vào phải bằng với công suất đi ra. Nếu xảy ra sự gia tăng đột ngột về công suất khả dụng hoặc tải lưới điện, điện áp và tần số của lưới điện sẽ ở ngoài phạm vi cho phép. Nếu không có công suất lưu trữ tạm thời từ nguồn cung hoặc nhu cầu, thì các thay đổi của điện áp và tần số của lưới điện có thể gây ra tình trạng không đảm bảo chất lượng điện năng cho các tải được kết nối.

Các đơn vị điều hành lưới điện có thể cân bằng cung - cầu thông qua nhiều cách như xây dựng mô hình dự báo, lập kế hoạch nguồn, thị trường dịch vụ phụ trợ và quản lý vận hành hàng ngày các nguồn điện kết nối lưới. Lưu trữ năng lượng là một trong những công cụ mà các nhà điều hành sử dụng để điều chỉnh sự khác biệt giữa cung và cầu, từ phản ứng tức thời của lưu trữ năng lượng quán tính đến lưu trữ năng lượng khối lượng lớn phản ứng chậm hơn. Khi lưới điện chuyển từ năng lượng chủ yếu được cung cấp bởi các nhà máy điện lớn, tập trung sang các nguồn điện từ NLTT, phân tán, không liên tục, không có quán tính, thì lưu trữ năng lượng ngày càng trở nên quan trọng đối với sự an toàn của lưới điện. Có nhiều dạng lưu trữ năng lượng khác nhau, được sử dụng cho nhiều dịch vụ khác nhau trong hệ thống điện, như hỗ trợ quán tính, điều chỉnh tần số, tích hợp NLTT, quản lý tốc độ tăng tải, chuyển đổi năng lượng, hỗ trợ truyền tải và phân phối, chất lượng điện, phục hồi lưới điện,.

Phần dưới đây sẽ trình bày mô tả các ứng dụng của lưu trữ năng lượng trong hệ thống điện. Hỗ trợ quán tính Một hệ thống điện truyền thống (dựa trên các máy phát đồng bộ) được chuyển sang hệ thống điện hiện đại có tỷ trọng cao NLTT (không đồng bộ) đã làm giảm đáng kể quán tính tự nhiên của hệ thống, dẫn đến lưới điện phải đứng trước các biến động nhanh và đột ngột của tần số. Trong điều kiện đó, BESS được xem là một trong những giải pháp tiềm năng để bù đắp quán tính bị thiếu hụt thông qua cơ chế điều khiển điện tử mô phỏng quán tính [1, 2]. 6 Thông qua các bộ inverter và thuật toán điều khiển chuyên dụng, BESS có thể phản ứng trong vòng vài chục mili-giây để cung cấp công suất vào lưới khi tần số sụt giảm.

Khả năng phản ứng cực nhanh này giúp làm chậm lại tốc độ thay đổi tần số, tạo thêm thời gian cho các công tác điều tần truyền thống được kích hoạt, nâng cao khả năng phục hồi của hệ thống điện [3]. Bên cạnh đó, các hệ thống BESS hiện đại còn có thể vận hành ở chế độ chủ động cung cấp điện áp và tần số tham chiếu, đóng vai trò như một máy phát ảo, điều này đặc biệt quan trọng đối với các lưới điện có tỷ trọng NLTT cao hoặc các lưới điện độc lập [4]. Nhờ vào đặc tính điều khiển linh hoạt, tốc độ phản ứng nhanh và khả năng cấu hình để đáp ứng yêu cầu vận hành, BESS ngày càng được sử dụng như một thành phần chiến lược trong việc duy trì ổn định tần số và bảo đảm an ninh năng lượng cho lưới điện hiện đại. Dịch vụ điện áp, tần số Trong hệ thống điện, duy trì ổn định điện áp và tần số là điều kiện tiên quyết để đảm bảo an toàn và tin cậy cho toàn bộ lưới điện.

Theo Kundur và các cộng sự [5], điện áp thường được kiểm soát thông qua công suất phản kháng, còn tần số, phản ánh sự cân bằng giữa tổng công suất phát và tổng nhu cầu phụ tải, được điều chỉnh bởi công suất tác dụng. Khi lưới điện ngày càng phụ thuộc vào các nguồn NLTT biến đổi, các dao động điện áp và tần số trở nên thường xuyên và khó kiểm soát hơn, đòi hỏi các thiết bị hỗ trợ điều khiển linh hoạt và phản ứng nhanh như BESS. Xét về khía cạnh điều chỉnh điện áp, nghiên cứu của Luo và cộng sự [6] cho thấy các hệ thống BESS hiện đại có khả năng hấp thụ hoặc phát công suất phản kháng, từ đó hỗ trợ giữ điện áp trong giới hạn cho phép tại các điểm nút trong lưới. So với các thiết bị bù tĩnh truyền thống như tụ điện hoặc cuộn kháng, BESS có ưu điểm lớn hơn khi có thể điều chỉnh công suất phản kháng một cách linh hoạt theo thời gian thực.

Nghiên cứu của Zakeri và Syri [7] cũng đã nhấn mạnh vai trò của BESS trong việc kiểm soát điện áp ở các khu vực có kết nối lưới yếu, hoặc có tỷ lệ NLTT cao. Về khả năng điều chỉnh tần số, BESS cũng thể hiện hiệu quả cao nhờ khả năng phản ứng nhanh với các tín hiệu tần số từ lưới điện. Nghiên cứu của Miller và cộng sự [8] chỉ ra rằng BESS có thể phản hồi với thời gian trễ chỉ vài trăm mi-li giây đến vài giây, qua đó hỗ trợ hiệu quả cho các yêu cầu điều chỉnh tần số sơ cấp, thứ cấp và cả dự trữ quay. Michael Hoff tác giả của sách [9] trình bày về vai trò của BESS trong việc tham gia các dịch vụ điều chỉnh nhanh nhạy đối với tần số.

Ngoài ra, các bộ biến tần kỹ thuật số tích hợp trong BESS có thể tạo ra quán tính ảo, giúp cải thiện ổn định tần số trong hệ thống điện có tỷ lệ NLTT cao. Thông qua các thuật toán điều khiển tiên tiến, các bộ biến tần này có thể phản hồi mượt theo các tín hiệu tần số đã xác định. 7 Tuy nhiên, như nhiều nghiên cứu đã chỉ ra, việc ứng dụng hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) cũng đối mặt với nhiều thách thức, bao gồm chi phí đầu tư ban đầu cao [7], sự suy giảm tuổi thọ do chu kỳ sạc/xả lặp đi lặp lại [6], và yêu cầu nghiêm ngặt về hệ thống điều khiển để đảm bảo độ ổn định và an toàn trong vận hành lưới điện [10]. Ngoài ra, nếu không có cơ chế khuyến khích phù hợp, các nhà đầu tư sẽ khó đạt được lợi nhuận kinh tế tương xứng với rủi ro kỹ thuật mà hệ thống có thể xảy ra.

Do đó, việc tích hợp BESS vào các dịch vụ phụ trợ cần được hỗ trợ bởi các chính sách ưu đãi và cơ chế thị trường rõ ràng nhằm khuyến khích đầu tư và đảm bảo tính bền vững trong dài hạn [11]. Chuyển dịch năng lượng BESS đang đóng vai trò ngày càng quan trọng trong quá trình chuyển dịch năng lượng toàn cầu, đặc biệt trong việc tích hợp các nguồn NLTT vào hệ thống điện. Nghiên cứu [12] cho thấy, BESS có thể nâng tỉ lệ thâm nhập của NLTT lên 30-50% mà không làm mất ổn định hệ thống nhờ khả năng điều chỉnh công suất linh hoạt và phản ứng nhanh với sự biến động của tải và nguồn.1 minh họa đường cong con vịt dựa trên nhu cầu điện ròng (tổng phụ tải trừ sản lượng điện từ gió và mặt trời) tại California trong một số ngày từ năm 2018 đến 2021. Dữ liệu vào ngày 27/02/2021 cho thấy, nhu cầu điện vào giữa trưa giảm xuống khoảng 3,5 GW do sản lượng ĐMT lớn, sau đó tăng nhanh lên 21 GW vào đầu buổi tối và ổn định ở mức 17 GW vào ban đêm.

Sự biến động này đặt ra áp lực rất lớn cho các nhà máy nhiệt điện truyền thống về yêu cầu kỹ thuật và kinh tế trong vận hành khi phải tăng công suất từ mức rất thấp lên rất cao chỉ trong vài giờ. Đặc biệt, phần đáy của biểu đồ ngày đang ngày càng giảm thấp theo các năm cho thấy, ngày càng tăng khả năng cắt giảm công suất của NLTT. Để san bằng toàn bộ công suất giữa đáy và đỉnh của biểu đồ trong ngày 27/2/2021, hệ thống lưu trữ năng lượng (ESS) cần có hạ tầng rất lớn tương ứng với khả năng chuyển dịch khoảng 77 GWh. Mặc dù có nhiều giải pháp để điều chỉnh đường cong con vịt như định giá điện theo thời gian sử dụng (time-of-use pricing), kết hợp nhiều công nghệ lưu trữ (pin lithium-ion, lưu trữ nhiệt, thủy điện tích năng.), nhưng yếu tố quyết định vẫn là vấn đề về hiệu quả kinh tế của các giải pháp.

Ngoài ra, các vấn đề về chi phí đầu tư ban đầu cho BESS, hiệu suất quá trình xạc xả (hay tổn thất khứ hồi) cũng là các vấn đề liên quan đến hiệu quả của giải pháp sử dụng BESS cho mục tiêu chuyển dịch năng lượng và làm phẳng hơn đường cong của đồ thị phụ tải. Đường cong con vịt của California ISO, 2018–2021 [9] 1. Truyền tải và phân phối điện Qua các biểu đồ phụ tải giờ trong ngày cho thấy, có sự dao động trong nhu cầu tiêu thụ điện năng của khách hàng theo thời gian thực (Hình 1. Để duy trì độ tin cậy và chất lượng cung cấp điện, hệ thống truyền tải và phân phối (T&D) buộc phải được thiết kế đáp ứng được công suất đỉnh cao nhất có thể xảy ra trong ngày hoặc năm.

Tuy nhiên, việc xây dựng và mở rộng cơ sở hạ tầng để đáp ứng công suất đỉnh thường rất tốn kém và không hiệu quả về mặt kinh tế, đặc biệt khi các đỉnh phụ tải này chỉ xảy ra trong thời gian ngắn. Trong điều kiện đó, BESS có thể đóng vai trò như một giải pháp linh hoạt và kinh tế nhằm trì hoãn hoặc loại bỏ nhu cầu đầu tư mở rộng đối với lưới điện. Việc triển khai BESS có thể giúp san bằng phụ tải thông qua việc BESS hấp thụ năng lượng dư thừa (quá trình nạp) vào những thời điểm nhu cầu thấp và giải phóng năng lượng trong các thời điểm nhu cầu cao (quá trình xả), từ đó giảm áp lực lên đường dây và trạm biến áp [14].