Mở đầu Diễn đàn, ông Nguyễn Anh Tuấn - Phó Chủ tịch thứ nhất, kiêm Tổng thư ký Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) thông báo với các đại biểu tham dự Diễn đàn và chúc mừng TS. Nguyễn Thị Thanh Bình - Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đã đắc cử Đại biểu Quốc hội khóa XVI, nhiệm kỳ 2026-2031. (Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam - Bà Nguyễn Thị Thanh Bình đắc cử Đại biểu Quốc hội khóa XVI).

Đoàn Chủ tịch Diễn đàn.

Toàn cảnh Diễn đàn.

Ông Trịnh Quốc Vũ - Phó cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương) khai mạc Diễn đàn: Việt Nam đang trên lộ trình tiến tới Net Zero. Để tăng tỷ trọng năng lượng tái tạo (NLTT) như mục tiêu đề ra, bên cạnh NLTT cần có hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) và điện khí LNG. Tuy nhiên, đầu tư vào BESS và điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu đang gặp khó khăn do cơ chế chưa theo kịp tín hiệu thị trường. Bộ Công Thương - Cục Điện lực đang tìm các giải pháp xử lý, ban hành, hoặc trình cấp có thẩm quyền ban hành các quy định mới đảm bảo cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế với mức 2 con số.

Tại diễn đàn, các bên trao đổi kinh nghiệm, thảo luận thẳng thắn, tìm ra các giải pháp tối ưu phù hợp với pháp luật Việt Nam.

Ông Trịnh Quốc Vũ - Phó Cục trưởng Cục Điện lực, Bộ Công Thương.

Mở đầu phần tham luận của Diễn đàn, ông Nguyễn Quang Minh - Trưởng phòng Thị trường điện và Hệ thống điện, Cục Điện lực, Bộ Công Thương trình bày báo cáo “Hoàn thiện, phát triển thị trường điện cạnh tranh, góp phần thúc đẩy điện khí LNG”.

Theo Cục Điện lực: Điện là mặt hàng đặc biệt, sản xuất ra phải cân bằng với tiêu dùng. Xây dựng chính sách phải cân bằng, hài hòa lợi ích các bên, thị trường điện phải vận hành theo đúng quy tắc.

Thị trường điện vận hành từ 14 năm trước, khi chưa có NLTT. Mục tiêu của thị trường điện không thay đổi: Phải cung cấp giá điện hợp lý, xóa bỏ độc quyền, công bằng và minh bạch. Cách tiếp cận Qc trong thị trường điện, không phải như bao tiêu đã áp dụng cho các dự án điện BOT trước đây tại Việt Nam. Và Qc không phải là quy chế duy nhất có thể giải quyết được các vấn đề của điện LNG hiện nay. Hai khái niệm được làm rõ là BNE - nhà máy điện mới tốt nhất và CAN - giá công suất đảm bảo cho nhà máy điện BNE. Tuy nhiên, quy mô CAN còn hạn chế, cần có cơ chế hiệu quả hơn.

Bài toán phát triển LNG cần được hiểu không chỉ là một nguồn điện, mà là cơ sở hạ tầng năng lượng theo “chuỗi”. Nguồn điện LNG là loại hình “đặc thù”, vẫn chạy nền khi chúng ta thiếu điện như ngày hôm nay, nhưng sau này LNG sẽ chạy đỉnh. LNG là nguồn với đầu tư khá lớn, giá cao, chịu ảnh hưởng của địa chính trị. Với các nguồn mới, cần tìm cách giảm giá thành và rủi ro từng khâu, ví dụ như kho, cảng độc lập, hay chung nhau. Các nhà đầu tư cần tránh đưa hết rủi ro vào khâu cuối là hợp đồng mua bán điện (PPA).

Trong thời gian tới, Cục Điện lực sẽ tiếp tục đánh giá lại quy hoạch, sửa Qc tối thiểu, rà soát PPA mẫu, sửa đổi BNE và CAN, nghiên cứu thêm cơ chế giá công suất (CAM) đặc thù cho các nguồn điện LNG.

Ông Nguyễn Quang Minh - Trưởng phòng Thị trường điện và Hệ thống điện, Cục Điện lực, Bộ Công Thương.

Bà Shanshan Liang - Chuyên gia công nghệ, Tua bin khí AERO-GT, GE VERNOVA (Công ty TNHH GE Power Việt Nam) trình bày góc nhìn công nghệ qua bài “Giải pháp hỗ trợ chuyển dịch năng lượng tại Việt Nam: Nguồn điện linh hoạt và ổn định lưới điện với công nghệ Tua bin khí động học AERO-GT”.

Theo GE Vernova: Việt Nam có nhu cầu điện năng ngày càng tăng và yêu cầu phải ổn định, tin cậy. Tua bin khí với tụ đồng bộ có khả năng khởi động từ tắt hoàn toàn đến lúc đủ công suất chỉ mất 5 phút. Các tua bin và máy phát được bố trí dạng modul phù hợp với container, nên khi có hợp đồng chỉ mất 14 ngày để lắp đặt. Dù là chu trình đơn, hiệu suất tổ máy đạt hơn 40%. Tua bin đã sẵn sàng để chuyển sang đốt bằng hydrogen. Các hệ thống di động dạng modul như TM2500, LM2500XPRESSS… rất phù hợp để bù đắp cho sự biến động của NLTT, giữ cho lưới điện ổn định. Công nghệ này cho phép khởi động nhanh, thay đổi công suất linh hoạt và giảm phát thải, phù hợp với xu hướng tích hợp năng lượng tái tạo. Đây được xem là một trong những giải pháp công nghệ quan trọng giúp nâng cao hiệu quả vận hành của các nhà máy điện khí trong tương lai gần.

Ngay cả điện mặt trời kèm BESS cũng không thể cung cấp điện ổn định, vì bức xạ mặt trời thay đổi trong ngày và theo mùa. Các tua bin khí cung cấp hỗ trợ cả thiếu hụt trong ngày và thiếu hụt theo mùa.

Bà Shanshan Liang - Chuyên gia công nghệ, Tua bin khí AERO-GT, GE VERNOVA (Công ty TNHH GE Power Việt Nam).

Tiếp nối báo cáo tham luận về điện LNG, các chuyên gia đại diện cho Cộng đồng Không phát thải châu Á (AZEC) và nhóm doanh nghiệp Nhật Bản lần lượt trình bày “Các khuyến nghị tháo gỡ khó khăn cho các dự án điện khí/LNG cấp bách và sự cần thiết của việc mua LNG dài hạn”. Nhóm cho rằng: “Nhất thiết phải đưa vào cơ chế trả phí cho sự sẵn sàng công suất (CAM) của nguồn điện LNG”.

Các chi tiết về thủ tục mua khí LNG dài hạn và lịch vận hành tàu LNG về cho kho của nhà máy được phân tích cho thấy, khi đã có cơ chế giá CAM, thì không nhất thiết phải quy định lịch giao hàng chặt theo 65% Qc, mà nên có độ linh hoạt theo tình hình thực tế và dự đoán của nhà máy. Tiền phạt vì không nhận tàu LNG (cỡ 150 ngàn tấn), hoặc để tàu phải chờ rất lớn. Mặt khác, tính toán sai sẽ dẫn đến lúc không có LNG để chạy máy. Nội dung được nhấn mạnh là cơ chế giá công suất CAM và cơ chế chuyển ngang chi phí nhiên liệu là 2 cơ chế tiên quyết đồng thời cho việc xây dựng cơ chế mua LNG dài hạn cho các dự án khí điện LNG.

Các vấn đề được liệt kê bao gồm khoảng 11 mục cụ thể, mà nếu không đạt được thỏa thuận sẽ làm các nhà đầu tư và các bên cho vay coi là không đủ tin cậy để cấp vốn.

Ông Tomoya Kawabata - Phó Tổng giám đốc Điều hành - Công ty Marubeni Asian Power Việt Nam kiêm Tổng Giám đốc - Công ty TNHH Điện lực Ô Môn 2.

Ông Kota Na Nakamura - Phó Trưởng Đại diện - Văn phòng Đại diện Tokyo Gas Asia PTE. Ltd tại TP. Hà Nội.

Ông Teppei Fukuhara - Tham tán Đại sứ quán Nhật Bản kết luận bài trình bày.

Bài tham luận được trình bày cuối của chuyên đề khí - điện tại Diễn đàn, ông Hồ Diên Vượng - Phó giám đốc Chi nhánh Kinh doanh LNG - Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) giới thiệu “Giải pháp đảm bảo nguồn cung LNG cho các nhà máy điện trong Quy hoạch điện VIII trước bối cảnh xung đột địa chính trị và kinh tế toàn cầu”.

Nguồn cung LNG đang bị ảnh hưởng bởi chiến tranh vùng Vịnh. Kể cả sau khi chiến tranh kết thúc vẫn cần 4-8 tuần để khôi phục sản xuất. Giải pháp đặt ra là đa dạng hóa nguồn cung LNG, tạo đầu mối lớn (tập đoàn nhà nước) có kho cảng lớn, tập trung làm đầu mối giao dịch, thu xếp nguồn LNG. Trong bối cảnh thị trường LNG toàn cầu biến động mạnh, việc bảo đảm nguồn cung ổn định và có giá cạnh tranh là một thách thức lớn. Do đó, cần xây dựng chiến lược nhập khẩu LNG dài hạn, kết hợp với phát triển hạ tầng kho cảng và hệ thống phân phối khí. Để thuận tiện cho bố trí nguồn LNG, các công ty điện khí LNG đề nghị chấp thuận cơ chế chuyển ngang giá, phí sang giá điện và bao tiêu 75-80%.

Ông Hồ Diên Vượng - Phó giám đốc Chi nhánh Kinh doanh LNG - Tổng công ty Khí Việt Nam.

Chuyển sang phần tham luận về lưu trữ năng lượng BESS, ông Nguyễn Anh Tú - Phó Ban Kế hoạch (Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN) trình bày bài “Hiện trạng phát triển lưu trữ năng lượng và đề xuất giải pháp cho Việt Nam”.

Mục tiêu đặt ra cho năm 2030 là 10.000 MW-16.300 MW BESS với khu vực phía Bắc nhu cầu cấp bách hơn so với các khu vực khác. EVN đã các định vị trí và khả năng lắp đặt 1,3 GW, chủ yếu tại các trạm biến áp. BESS thực hiện 5 chức năng: Phủ đỉnh, giảm quá tải lưới, điều tần, điều chỉnh điện áp, tối ưu huy động NLTT. Có 5 nút thắt cản trở triển khai BESS là: Quy mô từng chức năng BESS, kỹ thuật vận hành, tiêu chuẩn kỹ thuật, nguồn vốn đầu tư, cơ chế đầu tư.

Ngoài ra, tổn thất khoảng 15% khi sạc và xả sẽ được tính vào tổn thất truyền tải trong khi sức ép giảm tổn thất trên lưới điện. EVN đang phối hợp với Công ty TNHH Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO) để tính toán nhu cầu lắp đặt và vận hành BESS. Trong năm 2026, EVN sẽ xây dựng 300-400 MW, chủ yếu ở Hà Nội và miền Bắc, tiến tới năm 2027 đạt 800 MW. EVN cũng đang nghiên cứu triển khai lắp đặt BESS với quy mô 2.000 MW ở nhu cầu tối thiểu của hệ thống trong giai đoạn 2026-2030.

Tham luận của EVN cũng đã nêu một số khó khăn, vướng mắc trong quá trình thực hiện. Cụ thể là xác định quy mô các loại hình BESS; về kỹ thuật vận hành với chỉ tiêu về tổn thất điện năng; về tiêu chuẩn kỹ thuật, giải pháp đầu tư, PCCC và môi trường; về thu xếp vốn và cơ chế đầu tư. Đồng thời kiến nghị 6 nội dung cần được Bộ Công Thương xem xét giải quyết.

Ông Nguyễn Anh Tú - Phó Trưởng Ban Kế hoạch, Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Ông Nguyễn Ngọc Tú - Giám đốc Kinh doanh và Phát triển Dự án Công ty Cổ phần Xây dựng công trình IPC giới thiệu “Hiện trạng phát triển lưu trữ năng lượng và đề xuất giải pháp cho Việt Nam”.

IPC đã xây lắp các hệ thống BESS đi kèm với NLTT và BESS sau công tơ. BESS bao gồm các công nghệ đang phát triển theo nhiều nhánh nên phải theo dõi, cập nhật xu thế thương mại hóa liên tục. Chúng ta chưa có giá điện cụ thể cho BESS, trong khi chi phí đầu tư BESS vẫn cao (khoảng 150,000 USD/MWh). Do đó, hiệu quả tài chính các dự án BESS chưa hấp dẫn. Với tương lai, cần nhấn mạnh: “Không có lưu trữ, năng lượng tái tạo chưa thể phát triển mạnh một cách bền vững”.

Các đề xuất của IPC tập trung vào việc hoàn thiện khung pháp lý, xây dựng cơ chế giá và thúc đẩy thị trường dịch vụ phụ trợ.

Ông Nguyễn Ngọc Tú - Giám đốc Kinh doanh và Phát triển Dự án Công ty Cổ phần Xây dựng công trình IPC.

Ông Zhao Yue - Giám đốc Trung tâm cung cấp dịch vụ quốc tế CRRC BESS trình bày bài “Công nghệ BESS của CRRC thúc đẩy quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam”.

Tập đoàn CRRC chuyên sản xuất đầu máy và toa xe lửa, đã cung cấp tàu cho hệ thống xe điện nhẹ của Phú Quốc, đầu máy diesel cho đường sắt Việt Nam. Viện nghiên cứu Zhuzhu của CRRC cung cấp các giải pháp BESS cho các dự án lớn ở Trung Quốc và nước ngoài (Uzbekistan, Bulgaria, Đức…). Trong đó có một dự án lớn nhất ở Trung Quốc 500 MW/2.000 MWh. Công nghệ lưu trữ không chỉ giúp cân bằng cung - cầu, mà còn là yếu tố then chốt để phát triển hệ thống điện thông minh

BESS ở Trung Quốc đã phát triển qua Giai đoạn 1 (bắt buộc NLTT phải có BESS), sang Giai đoạn 2 BESS và NLTT phải tuân theo thị trường điện. CRRC không chỉ cung cấp dịch vụ toàn bộ dự án BESS, mà có thể cung cấp tín dụng cho dự án BESS. Các công trình BESS của CRRC đạt các quy định về phòng cháy chữa cháy với tiêu chuẩn cao.

Ông Zhao Yue - Giám đốc Trung tâm cung cấp dịch vụ quốc tế CRRC BESS.

Tham luận cuối được trình bày tại Diễn đàn, ông Nguyễn Văn Thiện - Phó Tổng Giám đốc Công ty Cổ phần Công nghiệp GG (GG Power) - công ty Việt Nam đã có nhà máy sản xuất BESS trình bày “Giải pháp phát triển và làm chủ công nghệ lưu trữ năng lượng (BESS) thương hiệu Việt Nam”.

Nhà máy của GG Power sản xuất BESS cho hệ thống điện đầu tiên ở Việt Nam. Để đi đến tự chủ BESS, GG Power đã đóng góp cho xây dựng Bộ tiêu chuẩn cho BESS. Đội ngũ kỹ sư của công ty đã làm chủ về thiết kế hệ thống, nắm được cấu trúc và nguyên lý vận hành, không phụ thuộc vào cấu hình có sẵn, chủ động điều chỉnh cấu hình và cách vận hành phù hợp với thị trường Việt Nam. Sản phẩm bao gồm hệ thống 16 kWh cho gia dụng, 261 kWh và 836 kWh cho công nghiệp, 5-6 MWh dạng container cho lưới điện. Máy chủ của EMS (Energy Management System) đã được đặt tại Việt Nam, không phải gửi số liệu ra nước ngoài, hay để nước ngoài xử lý từng sự cố. Việc làm chủ công nghệ không chỉ giúp giảm chi phí, mà còn tạo nền tảng cho ngành công nghiệp năng lượng trong nước phát triển bền vững.

Kế hoạch tương lai sẽ tăng tỷ lệ nội địa hóa, phát triển Tổ hợp thu hồi và tái chế pin lưu trữ dành cho tất cả BESS, chứ không riêng của GG Power.

Ông Nguyễn Văn Thiện - Phó Tổng Giám đốc Công ty Cổ phần Công nghiệp GG (GG Power).

Ngoài các báo cáo tham luận đã được trình bày trực tiếp tại Diễn đàn, Ban tổ chức đã nhân nhiều báo cáo tham luận của các đơn vị và diễn giả với nội dung chủ đề được nêu, do hạn chế thời gian, các tham luận này tuy không trình bày trực tiếp, nhưng là một phần cấu thành tài liệu kỷ yếu được Diễn đàn ghi nhận in ấn phát hành. Đó là các bài tham luận sau:

1. Hoàn thiện thể chế phát triển chuỗi khí - điện tại Viêt Nam: Từ thực trạng đến kiến nghị chính sách (do Hiệp hội Năng lượng Việt Nam soạn thảo).

2. Vận hành các nhà máy điện khí trong thị trường điện (do Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam soạn thảo).

3. Từ góc nhìn Tập đoàn T&T: Hoàn thiện cơ chế pháp lý và hợp đồng mua bán điện để tháo gỡ vướng mắc cho dự án điện khí LNG Hải Lăng giai đoạn 1 (do T&T Group soạn thảo).

4. Đánh giá các nguồn điện sử dụng cho tổ hợp điện phân nhôm tại tỉnh Lâm đồng (do Công ty TNHH luyện kim Trần Hồng Quân soạn thảo).

5. Nhu cầu và điều kiện để BESS phát triển tại Việt Nam (do Hiệp hội Năng lượng Việt Nam soạn thảo).

6. Cơ chế huy động BESS: Động lực thúc đẩy phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng tại Việt Nam (do Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng quốc gia Việt Nam soạn thảo).

Phiên thảo luận:

Các khách mời tham gia tọa đàm.

Tại phiên thảo luận, ông Nguyễn Thái Sơn - Phó Chủ tịch thường trực VEA dẫn dắt buổi tọa đàm với tổng hợp các câu hỏi được nêu ra cho các diễn giả và đại diện đoàn chủ tịch diễn đàn:

Câu hỏi: Để khuyến khích các doanh nghiệp tư nhân và quốc tế tham gia các dự án điện khí quy mô lớn, Bộ Công Thương sẽ có “chính sách vượt trội” như thế nào? Với việc soạn thảo trình quy định về điện khí thay thế Nghị định 56 và Nghị định 100/2025, những điểm gì đang tập trung tháo gỡ, giải quyết? Liệu cơ chế phí công suất và cơ chế thu hồi chi phí bao tiêu nhiên liệu có được đề cập chính không? Định hướng của những quy định này như thế nào?

Ông Trịnh Quốc Vũ - Phó Cục trưởng Cục Điện lực giải thích thêm: Qc với LNG 65% là mức trung bình nhiều năm - tức là 65% của khoảng 6.000 giờ. Bộ Công Thương đang trong quá trình soạn thảo sửa đổi Nghị định số 56/2025/NĐ-CP và số 100/2025/NĐ-CP cho phù hợp hơn. Một số nhà đầu tư muốn tăng Qc lên 75, 85, 90% và tăng số năm nhiều hơn 10, hoặc kiến nghị giá công suất; thời gian cam kết Qc nêu trong các quy định vừa qua là được căn cứ theo thời hạn vay vốn từ các ngân hàng là 10 năm.

Tỷ trọng NLTT sẽ ngày càng cao, nguồn nhiệt điện không thể vận hành với số giờ cao như trước đây. Theo QHĐ VIII, tỷ trọng NLTT tăng thêm, thì nguồn điện nền sẽ giảm số giờ phát, chỉ bù đắp khi NLTT không sẵn sàng. Chẳng hạn vào mùa kiệt gió (tháng 4-5), khi điện gió chỉ chạy được 5% của công suất đặt. NSMO phải tính toán mô phỏng để ước tính huy động nguồn LNG trong tương lai. Thời gian huy động nguồn này vào lúc giá thị trường cao sẽ bù lại cho Qc chưa đạt. Cục Điện lực cũng hiểu rõ là không có cam kết vững chắc, thì không vay được vốn, nên đang tính toán đưa thêm chi phí công suất để các nhà đầu tư có thể thu hồi một phần vốn, còn lại qua thị trường cạnh tranh.

Hai phương án đang được xem xét là: Qc có thể là 65% + phí công suất, hoặc Qc 75% không có phí công suất.

Câu hỏi: EVN ký hợp đồng PPA với chủ đầu tư nhà máy điện, nhưng NSMO điều độ thì làm sao thanh toán nếu NSMO không huy động?

Trả lời: NSMO điều độ theo các quy chế công bằng, minh bạch không thiên vị chứ không phải riêng cho EVN.

Câu hỏi: Các vấn đề thể chế cần hoàn thiện về thu hồi chi phí và phân bổ rủi ro?

Ông Nguyễn Anh Tuấn - Hiệp hội Năng lượng Việt Nam: Vấn đề là những gì đã chia sẻ hôm nay (như Cục Điện lực đã trình bày). Phát triển NLTT cần có nguồn điện nền hỗ trợ; các quy định về LNG còn mang tính chất khung. Hôm nay chúng ta thảo luận sâu hơn. Các bên cần chia sẻ rủi ro, chứ không thể toàn bộ các vấn đề thương mại dồn hết lên hợp đồng PPA. Bộ Công thương sẽ trình bày các phương án cải thiện lên Chính phủ. Chiến tranh vùng vịnh sẽ không thể lâu dài, chúng ta vẫn phải phát triển các nguồn điện khác nhau và cần đến vốn ngoại. Cơ chế CAM có ưu điểm hơn so với việc tăng Qc.

Câu hỏi: Một số mục tiêu của nguồn linh hoạt có trùng với mục tiêu của BESS trong vận hành ổn định và tin cậy hệ thống điện? Tại sao tua bin khí aero phù hợp hơn cho nguồn linh hoạt so với các loại tua bin khí khác? Tỷ lệ NLTT trong hệ thống là bao nhiêu thì phải dùng nguồn linh hoạt?

Đại diện công ty GE Vernova:. Hệ thống linh hoạt đảm bảo điện được ổn định. Công nghệ tua bin aero cho phép bất kỳ lúc nào cũng có thể khởi động được và cung cấp quán tính quay. Chúng tôi có nhiều sản phẩm cho các nhu cầu hỗ trợ lưới điện khác nhau. Giống như động cơ máy bay, nguồn linh hoạt có thể khởi động và tắt nhiều lần trong một ngày. Mỗi công nghệ có vai trò của mình. BESS hỗ trợ lưới. Việc xác định % NLTT là bao nhiêu thì sẽ phải tính toán cụ thể phụ thuộc vào thực trạng và yêu cầu hỗ trợ của hệ thống, tuy nhiên về sơ bộ nhệ thống có NLTT khoảng hơn 20%, thì cần có nguồn linh hoạt.

Câu hỏi cho PV GAS là: Dựa trên các tiền đề và điều kiện nào để PV GAS triển khai mô hình hệ thống cấp LNG tại Việt Nam, cũng như đề xuất 3 nội dung kiến nghị?

PV GAS bổ sung thông tin đã nhập 5 chuyến hàng LNG. Hy vọng PV GAS có thể có đủ nhu cầu để ký hợp đồng 5 năm mua LNG. Hiện nay có 20 nhà cung cấp để PV GAS đàm phán. Kho, cảng LNG của Tổng công ty đang vận hành ổn định, an toàn và sẽ có các dự án kho, cảnh LNG khác đang trong giai đoạn nghiên cứu để triển khai xây dựng.

Câu hỏi với AZEC: Cơ chế giá CAM cộng với cơ chế chuyển ngang giá khí có phải là 2 điều kiện tiên quyết không? ở Nhật Bản giải quyết thế nào? Các tàu có chuyển một phần LNG từ nơi này qua nơi khác không?

Như đã trình bày trong bài, CAM và chuyển ngang khí là tiên quyết. CAM ở Nhật Bản được giải quyết qua thị trường công suất. Công suất kho của Nhật Bản lớn, nên có thể hấp thụ được các dao động cung cấp khí LNG. Nhưng nếu nhỏ thì khi chuyển tàu LNG phải trả phí chênh lệch rất lớn.

Câu hỏi: EVN thực hiện thủ tục đầu tư xây dựng BESS như thế nào? Những vướng mắc hiện tại là gì? Việc thiếu các quy định cụ thể cũng như PCCC có phải trở ngại thủ tục chính không?

EVN đã có kiến nghị đầu tư BESS từ 2019. Các đề xuất của chúng tôi đã được đưa vào quy hoạch, và được áp dụng cơ chế JETP (Đối tác Chuyển đổi năng lượng công bằng). Các Tổng Công ty phân phối điện như Hà Nội (EVNHNPC) và miền Bắc (EVNNPC) đang triển khai. Hà Nội với quy mô đấu thầu 5 dự án tổng 50 MW đã có kết quả xét thầu. Những rào cản như đã trình bày không phải là nguyên chính cản trở và có thể dần dần vượt qua được. Nếu chờ hoàn thiện đầy đủ quy định rồi mới triển khai sẽ quá chậm.

Câu hỏi cho GG Power: Làm thế nào để tăng tỷ lệ nội địa hóa trong BESS lên 52% như GG Power đã lên kế hoạch?

Đại diện GG Power: GG Power hiểu rất rõ giá của cell pin - thứ mà Việt Nam chưa thể làm được trong tương lai gần, chiếm từ 40-60% giá thành của BESS. Giai đoạn này giá cell đang cao nên chiếm gần 60% giá thành nên việc đặt ra 52% nội địa hóa gần như bất khả thi. Vậy chúng tôi phải đi từng bước và đã làm chủ phần điều khiển với sự đồng ý chuyển giao của đối tác nước ngoài. Chúng tôi sẽ tiến tới chế tạo các bộ phận cơ khí nhờ vào chuỗi cung ứng trong nước mà kinh nghiệm của GG trong cách lĩnh vực khác đã tích lũy được. Mỗi năm chúng tôi sẽ tăng tỷ lệ nội địa lên một phần, bởi vì nếu không làm thế thì không thể cạnh tranh với các đối tác nước ngoài. Thị trường đang lo ngại có một số doanh nghiệp sẽ đóng BESS bằng những linh kiện không đủ chất lượng. Mong rằng, các cơ quan quản lý sẽ kiểm soát tốt chất lượng các sản phẩm BESS.

Câu hỏi và ý kiến của PGS. Phạm Hoàng Lương - Trưởng nhóm Hệ thống Năng lượng nhiệt, Khoa Năng lượng nhiệt, Đại học Bách khoa Hà Nội: Diễn đàn thảo luận hai yếu tố là BESS và LNG. Thực ra đó là hai yếu tố đều được coi là tài sản hạ tầng cho an ninh năng lượng. LNG được coi là bước trung gian tiến đến Net Zero và chỉ chạy được một thời gian. Đến năm 2040 lại phải chuyển sang hydrogen và amoniac. Vậy là thời gian hoạt động của nguồn điện LNG rất ngắn.

Nếu LNG chạy phát điện linh hoạt như của GE thì thời gian chạy trong năm rất ngắn, tùy theo mùa. Vậy thì giá điện nào để có thể đảm bảo đầu tư có lãi?

Đại diện GE Vernova cho biết: Nguồn linh hoạt có thể cung cấp nhiều dịch vụ hỗ trợ lưới. Nếu các dịch vụ đó được thanh toán thỏa đáng thì hoàn toàn khả thi. Ví dụ về đầu tư cho Australia và Hawaii, đó là hai thị trường điện có giá khung rất cao nên mức độ khả thi cho đầu tư tuabin khí AERO-GT cao.

Ý kiến Chủ tịch Hội điện gió và điện mặt trời tỉnh Lâm Đồng: Môi trường đầu tư vào nguồn điện đang có vấn đề. Phải giải quyết 173 dự án NLTT còn tồn đọng, nếu không sẽ mất lòng tin với nhà đầu tư. Nhà đầu tư nước ngoài đang e ngại, chưa muốn đầu tư vào NLTT ở Việt Nam. Nhà đầu tư trong nước cũng sợ không dám bỏ tiền ra đầu tư. Nếu giá điện vẫn như hiện tại, thì EVN cũng khó vì mua cao bán thấp sẽ bị thanh tra truy lỗi. Tiếp tục giá điện thấp, thì EVN càng lỗ. EVN lỗ sẽ không đủ tiền đầu tư vào đường truyền tải và sẽ không dễ đàm phán PPA với nhà đầu tư NLTT, thiệt hại vẫn là bên đầu tư nguồn điện.

Vấn đề này sẽ được Ban tổ chức Diễn đàn tổng hợp trong báo cáo các cấp quản lý.

Ông Hồ Diên Vượng - Phó giám đốc Chi nhánh Kinh doanh LNG - Tổng công ty Khí Việt Nam.

PGS. Phạm Hoàng Lương - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội.

Ông Bùi Văn Thịnh - Chủ tịch Hiệp hội điện gió và điện mặt trời Lâm Đồng.

Kết luận Diễn đàn:

Ông Nguyễn Anh Tuấn (A) - Phó Chủ tịch (thứ nhất) kiêm Tổng thư ký VEA.

Ông Nguyễn Anh Tuấn - Phó Chủ tịch, kiêm Tổng Thư ký VEA thay mặt chủ tọa kết luận diễn đàn: Trong một buổi làm việc khẩn trương, các bên tham gia đã được nghe nhiều bài trình bày của Cục Điện lực, EVN, các doanh nghiệp trong và ngoài nước. Các quy định về điện LNG và BESS vẫn chưa hoàn thiện. Qua các bài trình bày và trong phiên thảo luận cho thấy còn nhiều vấn đề phải giải quyết và hoàn thiện các quy định cụ thể; đồng thời cần sự chia sẻ rủi ro từ cả phía nhà đầu tư. Một số nội dung cần tập trung xem xét cụ thể, đó là:

1. Rà soát để sửa đổi các quy định về giá điện và hợp đồng mua bán điện tại Luật Điện lực sửa đổi, hoặc Thông tư 12/2025/TT-BCT; ban hành Nghị định sửa đổi, bổ sung Nghị định 56/2025/NĐ-CP và Nghị định số 100/2025/NĐ-CP; PPA cần bổ sung cơ chế hỗ trợ tín dụng và ngoại hối, gồm bảo đảm nghĩa vụ thanh toán của bên mua điện phù hợp; cơ chế chuyển đổi VNĐ sang USD đúng hạn; và khả năng chuyển tiền ra nước ngoài để thanh toán LNG, nợ vay và các nghĩa vụ tài chính.

2. Đánh giá tổng thể thiết kế thị trường điện và các quy định vận hành thị trường điện; nghiên cứu để điều chỉnh các quy định của thị trường điện, hoặc đề xuất cấp có thẩm quyền ban hành cơ chế đặc thù để các dự án điện khí sử dụng khí LNG nhập khẩu có thể tham gia thị trường điện cạnh tranh hiệu quả hơn.

3. Xem xét ban hành cơ chế Hợp đồng sai khác (CfD) và cơ chế Công suất đảm bảo (CAM) để bù đắp chi phí cho các nguồn điện LNG.

4. Kiến nghị Bộ Công Thương ban hành quy định về loại hình BESS tham gia thị trường điện; giá mua/bán điện của pin lưu trữ và nguồn điện linh hoạt; có quy định rõ ràng về vai trò pháp lý của BESS trong hệ thống điện, hình thành cơ chế giá điện, cơ chế thanh toán dịch vụ phụ trợ hay cơ chế kinh doanh chênh lệch giá.

5. Thiết lập các chính sách hỗ trợ như ưu đãi thuế, tiếp cận nguồn vốn xanh và tín dụng ưu đãi với các dự án BESS; ưu tiên triển khai BESS trong khu vực công nghiệp và các khu công nghiệp.

Ban tổ chức Diễn đàn ghi nhận các ý kiến, các đề xuất kiến nghị và sẽ tổng hợp trình Thủ tướng Chính phủ, cũng như các cấp có thẩm quyền xem xét.

Một số hình ảnh tại Diễn đàn: