Phân tích Thận trọng về Thông tư 62/2025/TT-BCT: Bước đi cần thiết, thách thức thực thi không nhỏ

Lê Ngọc Ánh Minh, ngày 23 tháng 12 năm 2025

Ngày 10/12/2025, Bộ Công Thương ban hành Thông tư số 62/2025/TT-BCT quy định về hệ thống pin lưu trữ năng lượng độc lập. Văn bản được kỳ vọng là nền tảng pháp lý quan trọng để phát triển hạ tầng lưu trữ năng lượng tại Việt Nam. Tuy nhiên, bên cạnh những quy định cần thiết, việc triển khai thông tư này đối mặt với nhiều câu hỏi và thách thức cần được nhìn nhận một cách thận trọng.

1. Đánh giá về Phạm vi và Mục tiêu: Tập trung nhưng có thể bỏ lỡ cơ hội

Thông tư chỉ áp dụng cho các hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) độc lập quy mô lớn (từ 10 MW, đầu nối từ 110 kV). Đây là một lựa chọn tập trung vào mục tiêu ổn định hệ thống điện truyền tải, phù hợp với năng lực quản lý hiện tại.

• Mặt tích cực: Giúp tập trung nguồn lực quản lý và phát triển các dự án lớn, có tác động rõ rệt đến lưới điện. Việc loại trừ các hệ thống BESS kết hợp với điện tái tạo (đã có Thông tư 12) cũng tránh được sự chồng chéo pháp lý phức tạp.

• Mặt thận trọng: Phạm vi hẹp này có thể bỏ qua tiềm năng phân tán của hệ thống lưu trữ quy mô nhỏ và vừa tại các điểm nút phân phối. Việc phát triển độc lập, không gắn với các nguồn tái tạo tại chỗ, có thể làm giảm hiệu quả tổng thể trong việc tích hợp năng lượng sạch và giảm tải cho lưới phân phối. Chi phí đầu tư cho hệ thống lớn cũng là rào cản đáng kể.

2. Phân tích Cơ chế Giá: Minh bạch về cấu trúc, phức tạp trong tính toán và rủi ro

Thông tư đề xuất một cấu trúc giá hai thành phần (giá công suất và giá điện năng) và cơ chế khung giá, là một tiến bộ về mặt khung khổ.

• Điểm cần ghi nhận: Việc tách bạch thanh toán cho "khả năng sẵn sàng" (công suất) và "sản lượng thực tế" (điện năng) là hợp lý, phản ánh đúng giá trị dịch vụ của BESS. Cơ chế điều chỉnh theo CPI và tỷ lệ trượt giá cố định (2.5%) giúp bảo vệ một phần nhà đầu tư trước lạm phát.

• Điểm cần thận trọng:

  • Độ phức tạp: Hệ thống công thức tính toán (Pc, TC, rd, re...) phụ thuộc vào hàng loạt thông số giả định (suất đầu tư, đời sống kinh tế 15 năm, tỷ lệ vốn, tỷ suất lợi nhuận sau thuế 12%). Việc xác định các thông số này thiếu tính linh hoạt và có thể không theo kịp tốc độ thay đổi công nghệ và chi phí pin. Giá mua điện để sạc phụ thuộc vào "giá bán lẻ điện giờ thấp điểm", một biến số có thể thay đổi theo chính sách chung.

  • Rủi ro IRR: Mức trần IRR 12% (sau thuế) được đưa ra làm mốc. Ở thời điểm lãi suất cao và chi phí vốn toàn cầu tăng, mức này có thể chưa đủ hấp dẫn đối với các nhà đầu tư tư nhân, đặc biệt là các quỹ quốc tế vốn kỳ vọng tỷ suất sinh lời cao hơn cho các dự án có rủi ro công nghệ và chính sách như BESS. Việc đạt được IRR này hoàn toàn phụ thuộc vào độ chính xác của các giả định đầu vào.

  • Thời gian phê duyệt: Quy trình từ EVN tính toán (trước 1/11) đến Cục Điện lực thẩm định (25 ngày) là rõ ràng, nhưng kinh nghiệm từ các quy trình phê duyệt giá điện khác cho thấy thường có độ trễ. Sự chậm trễ trong việc công bố khung giá hằng năm sẽ gây bất ổn cho các dự án đang đàm phán.

3. Rủi ro trong Triển khai và Trách nhiệm các bên

• Gánh nặng cho EVN: EVN đóng vai trò kép vừa là bên mua điện độc quyền, vừa là đơn vị chủ trì tính toán khung giá và điều độ hệ thống. Điều này tiềm ẩn xung đột lợi ích. Là bên mua, EVN có động cơ để khung giá và giá dịch vụ ở mức thấp. Việc thiếu một cơ chế giám sát độc lập đối với các tính toán và giả định của EVN có thể là điểm yếu.

• Phụ thuộc vào Đơn vị Vận hành Hệ thống Điện (A0): Lợi nhuận thực tế của nhà đầu tư BESS phụ thuộc hoàn toàn vào lệnh huy động sạc/xả từ A0. Nếu lịch trình vận hành không tối ưu hoặc ưu tiên cho các nguồn điện truyền thống khác, doanh thu từ điện năng của BESS sẽ giảm, ảnh hưởng trực tiếp đến khả năng thu hồi vốn. Chưa có cơ chế ràng buộc trách nhiệm rõ ràng nếu A0 vận hành không hiệu quả dẫn đến thiệt hại cho nhà đầu tư BESS.

• Hợp đồng mẫu: Mặc dù cung cấp mẫu hợp đồng chi tiết, việc vẫn để ngỏ nhiều điều khoản với dòng chữ "Các bên đàm phán thống nhất..." đồng nghĩa với quá trình đàm phán sẽ rất dài và phức tạp, nhất là với các nhà đầu tư nước ngoài có yêu cầu cao về phân bổ rủi ro.

4. Những câu hỏi mở và thách thức tiềm ẩn

• Khả năng cạnh tranh: Khi thị trường điện cạnh tranh hoàn thiện, liệu dịch vụ từ BESS có cạnh tranh được về giá với các nguồn cung cấp công suất linh hoạt khác như thủy điện tích năng hoặc nhiệt điện khí điều chỉnh nhanh hay không?

• Rủi ro công nghệ: Đời sống kinh tế 15 năm là một giả định. Công nghệ pin thay đổi nhanh, giá có thể giảm mạnh. Một dự án đầu tư hôm nay với chi phí cao có thể trở nên lạc hậu về kinh tế chỉ sau 5-7 năm nếu không có cơ chế điều chỉnh linh hoạt.

• Tính khả thi của dòng tiền: Cơ cấu thanh toán phức tạp và sự phụ thuộc vào nhiều yếu tố bên ngoài (giá điện, lệnh điều độ) có thể khiến các tổ chức tài chính ngần ngại trong việc cấp vốn vay dài hạn cho các dự án BESS, do khó dự báo dòng tiền chính xác.

Kết luận:
Thông tư 62/2025/TT-BCT là một nỗ lực cần thiết và đáng ghi nhận của Bộ Công Thương trong việc xây dựng hành lang pháp lý cho một lĩnh vực mới. Nó cung cấp một khung khổ ban đầu có tính hệ thống về giá cả và hợp đồng.

Tuy nhiên, thành công của thông tư không nằm ở văn bản, mà ở khả năng thực thi và sự linh hoạt điều chỉnh. Những thách thức về tính phức tạp của mô hình giá, rủi ro từ cơ chế vận hành, mức độ hấp dẫn tài chính và sự phụ thuộc vào một bên mua độc quyền là rất thực tế. Thông tư này mới chỉ là điểm khởi đầu. Hiệu quả thực sự của nó sẽ được đo lường qua việc liệu có dự án BESS độc lập quy mô lớn nào được triển khai thành công trong 3-5 năm tới hay không, và liệu các quy định có được điều chỉnh kịp thời dựa trên bài học thực tiễn hay sẽ trở nên cứng nhắc.

Tải thông tư tại link: https://media.licdn.com/dms/document/media/v2/D561FAQGH22OZCze0vg/feedshare-document-pdf-analyzed/B56Zsx6k__IEAc-/0/1766069000381?e=1767225600&v=beta&t=C5Uby5yGi9zmqcd5YRMrohkQBOO5BJv-OaLs94vxzbA