Ấn Độ phê duyệt 14.500 crore rupee cho 92 GWh lưu trữ năng lượng, thủy điện tích năng chiếm phần lớn

Đẩy mạnh lưu trữ năng lượng với khoản đầu tư gần 1 lakh crore rupee

Nội các Liên bang Ấn Độ đã phê duyệt 14.500 crore rupee, tương đương khoảng 1,5 tỷ USD, tiền trợ cấp để phát triển 92 gigawatt-giờ năng lực lưu trữ điện, trong đó gần hai phần ba công suất dự kiến đến từ các dự án thủy điện tích năng. Chương trình dự kiến hỗ trợ các dự án cần tổng vốn đầu tư 97.600 crore rupee.

Nội các do Thủ tướng Narendra Modi chủ trì đã thông qua chương trình vào ngày 4 tháng 11 năm 2026. Hỗ trợ sẽ được triển khai từ năm tài chính 2026-27 đến 2030-31 và áp dụng cho công suất lưu trữ chưa đi vào hoạt động. Các dự án pin nhận hỗ trợ phải đáp ứng yêu cầu tối thiểu 40% hàm lượng nội địa.

Quyết định này giải quyết một vấn đề thực tế trong quá trình chuyển đổi điện năng của Ấn Độ: các tấm pin mặt trời và tua-bin gió có thể tạo ra lượng điện lớn khi nhu cầu tương đối thấp, trong khi hộ gia đình và doanh nghiệp vẫn cần điện sau khi mặt trời lặn hoặc khi gió yếu đi. Lưu trữ giúp chuyển điện từ lúc được sản xuất sang thời điểm cần sử dụng.

Chính phủ cho biết chương trình sẽ cải thiện độ ổn định của lưới điện, tăng mức sử dụng điện tái tạo và giảm phụ thuộc vào nguồn phát điện truyền thống để duy trì nguồn cung suốt ngày đêm. Với các công ty phân phối điện, thách thức là bảo đảm có được hệ thống lưu trữ với chi phí xây dựng, sạc và vận hành hợp lý.

Khoản hỗ trợ tài chính tương đương khoảng 14,9% vốn đầu tư dự kiến, tính bằng cách lấy 14.500 crore rupee chia cho 97.600 crore rupee. Do đó, phần lớn vốn cần thiết sẽ phải đến từ các nguồn tài chính khác. Khoản tài trợ của chính phủ nhằm thu hẹp một phần khoảng cách giữa chi phí xây dựng hệ thống lưu trữ và doanh thu mà dự án có thể tạo ra.

92 GWh sẽ gồm những gì

Chương trình phân bổ hỗ trợ cho ba loại hình lưu trữ, trong đó thủy điện tích năng nhận phần lớn nhất:

• 60 GWh từ các nhà máy thủy điện tích năng, chiếm khoảng 65% tổng công suất.
• 30 GWh từ các hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin, chiếm khoảng 33%.
• 2 GWh từ các công nghệ lưu trữ thay thế, chiếm khoảng 2%.

Thủy điện tích năng sử dụng điện để bơm nước lên hồ chứa ở cao độ lớn hơn. Khi cần điện, nước chảy xuống qua tua-bin để phát điện. Pin lưu trữ năng lượng bằng phương thức hóa học và giải phóng năng lượng dưới dạng điện khi cần.

Gigawatt-giờ đo lượng năng lượng. Gigawatt đo tốc độ cung cấp điện. Chẳng hạn, về lý thuyết, một hệ thống chứa 1 GWh có thể cung cấp 1 GW trong một giờ, chưa tính tổn thất và giới hạn vận hành. Con số 92 GWh mô tả năng lực lưu trữ năng lượng, chứ không phải lượng điện mà mọi dự án có thể cung cấp cùng lúc.

Việc chú trọng thủy điện mở rộng cách tiếp cận của chính phủ, vượt ra ngoài các chương trình trợ cấp trước đây vốn tập trung vào pin. Thủy điện tích năng đặc biệt hữu ích để chuyển lượng điện lớn giữa các thời điểm khác nhau trong ngày, trong khi pin có thể phản ứng nhanh trước những thay đổi về cung và cầu.

Anujesh Dwivedi, đối tác tại Deloitte India, cho rằng phạm vi công nghệ đa dạng là điểm cốt lõi trong quyết định phê duyệt:

Trọng tâm dành cho thủy điện tích năng, bên cạnh BESS và các công nghệ thay thế, là điểm nổi bật chính của chương trình VGF mới,

Quy mô chương trình lớn đến đâu?

Nội các cho biết 92 GWh công suất bổ sung tương đương 170% năng lực lưu trữ hiện tại đang phục vụ lưới điện Ấn Độ. Nói cách khác, phần công suất dự kiến bổ sung lớn gấp khoảng 1,7 lần nền công suất hiện có, đánh dấu một đợt mở rộng đáng kể nếu các dự án được hoàn thành.

Nhu cầu lưu trữ ước tính của Ấn Độ là 411 GWh vào năm 2031-32. Riêng chương trình mới sẽ đáp ứng khoảng 22,4% mức đó, tính bằng 92 chia cho 411. Các cơ sở hiện có và dự án được phát triển thông qua những chương trình khác cũng sẽ góp phần đáp ứng nhu cầu này.

Cơ quan Điện lực Trung ương cũng dự báo nhu cầu đạt 235 GWh vào năm 2029-30 và 888 GWh vào năm 2035-36. Kế hoạch Điện lực Quốc gia năm 2023 ước tính nhu cầu sẽ lên tới 2.380 GWh vào năm 2047. Những con số này cho thấy phát triển hệ thống lưu trữ sẽ kéo dài vượt xa năm năm tài chính được chương trình trợ cấp này bao phủ.

Mục tiêu của Ấn Độ là đạt 500 GW công suất phát điện từ các nguồn phi hóa thạch vào năm 2030 càng làm tăng tính cấp thiết. Sản lượng điện mặt trời và điện gió tăng sẽ làm gia tăng giá trị của các cơ sở có thể hấp thụ điện khi nguồn cung dồi dào và đưa điện trở lại lưới khi nhu cầu cao hơn.

Cơ chế trợ cấp và đấu thầu

Tài trợ bù đắp khoảng thiếu hụt khả năng sinh lời (VGF) là khoản đóng góp của chính phủ nhằm giúp một dự án hạ tầng hữu ích khả thi về mặt tài chính. Khoản hỗ trợ này giảm bớt một phần gánh nặng đầu tư, giúp nhà phát triển cung cấp dịch vụ với mức giá mà bên mua dễ chấp nhận hơn.

Công suất thuộc chương trình mới sẽ được phân bổ thông qua đấu thầu cạnh tranh dựa trên biểu giá. Các nhà phát triển sẽ cạnh tranh về mức giá đưa ra cho dịch vụ lưu trữ, theo yêu cầu của từng gói thầu. Các công ty phân phối điện thuộc cả khu vực công lẫn tư nhân đủ điều kiện nhận hỗ trợ cho dự án pin và thủy điện tích năng. Các đơn vị công và tư sẽ triển khai dự án sử dụng công nghệ thay thế.

Các công ty phân phối điện, thường được gọi là discom, mua điện và cung cấp cho người tiêu dùng. Hệ thống lưu trữ giúp họ có thêm một cách quản lý chênh lệch giữa lượng điện mua vào và nhu cầu của khách hàng tại một thời điểm cụ thể. Giá trị của hệ thống một phần phụ thuộc vào khả năng mua điện giá rẻ để sạc và xả điện vào lúc nhu cầu cũng như giá cả đủ bù đắp chi phí.

Chi tiết về khuôn khổ của chương trình mới vẫn đang chờ được công bố, bao gồm mức hỗ trợ cuối cùng, điều kiện thanh toán, yêu cầu hiệu suất và thời điểm đấu thầu. Các quy định này sẽ quyết định nhà phát triển cần vay bao nhiêu và lợi ích đến với bên mua điện như thế nào.

Theo cơ chế trước đây, 20% khoản trợ cấp đủ điều kiện được giải ngân khi hoàn tất thu xếp tài chính, tức thời điểm các thỏa thuận tài chính của dự án được ký kết. Charith Konda, chuyên gia năng lượng trưởng tại Viện Kinh tế Năng lượng và Phân tích Tài chính, cho biết ngay cả ở giai đoạn đó vẫn cần khoản vay lớn. Vì vậy, thời điểm cấp trợ cấp cũng có thể quan trọng không kém quy mô khoản tiền.

Từ các khoản tài trợ pin đầu tiên đến quyết định mới

Quyết định mới nhất tiếp nối nhiều giai đoạn hỗ trợ của chính phủ. Một đề xuất được lưu hành hồi đầu năm 2026 dự kiến phân bổ cho pin lớn hơn mức cuối cùng được Nội các phê duyệt: 50 GWh thay vì 30 GWh.

• Tháng 9 năm 2023: Nội các phê duyệt hỗ trợ 4.000 MWh, tương đương 4 GWh, lưu trữ bằng pin, với khoản tài trợ tối đa bằng 40% chi phí vốn.
• Ngày 30 tháng 5 năm 2026: Một đề xuất đang được lấy ý kiến dự kiến dành khoảng 15.000 crore rupee hỗ trợ cho 112 GWh, gồm 50 GWh pin, 60 GWh thủy điện tích năng và 2 GWh công nghệ khác.
• Ngày 4 tháng 11 năm 2026: Nội các phê duyệt 14.500 crore rupee cho 92 GWh, giữ nguyên phân bổ cho thủy điện và công nghệ thay thế, đồng thời giảm phần dành cho pin.
• 2030-31: Năm tài chính cuối cùng thuộc chương trình vừa được phê duyệt.

Chương trình pin tháng 9 năm 2023 có tổng kinh phí dự án ban đầu là 9.400 crore rupee, trong đó 3.760 crore rupee là hỗ trợ từ ngân sách chính phủ. Chương trình đặt mục tiêu đưa chi phí lưu trữ xuống còn 5,50-6,60 rupee mỗi kilowatt-giờ vào năm 2030-31 và yêu cầu ít nhất 85% công suất được hỗ trợ phải dành cho các công ty phân phối điện.

Các đợt tài trợ pin tiếp theo được mô tả là hỗ trợ 13,2 GWh và 30 GWh; đợt đầu đã hoàn tất đấu thầu, còn đợt thứ hai vẫn đang triển khai tính đến tháng 5 năm 2026. Tổng hai con số này là 43,2 GWh, trong khi tổng công suất của chương trình trước đó cũng được ghi nhận ở mức 43,8 GWh, cùng khoản tài trợ 9.160 crore rupee.

Chương trình được phê duyệt bổ sung một cấu phần thủy điện lớn vào lịch sử tài trợ pin nói trên. Mức 92 GWh dự kiến cao gấp 23 lần 4 GWh thuộc quyết định phê duyệt ban đầu hồi tháng 9 năm 2023.

Quy định hàm lượng nội địa 40% thay đổi điều gì

Các dự án pin muốn nhận hỗ trợ phải đáp ứng yêu cầu tối thiểu 40% hàm lượng nội địa. Chính phủ muốn khoản chi công cho việc triển khai hệ thống lưu trữ tạo ra nhu cầu cho ngành sản xuất trong nước và giảm phụ thuộc vào linh kiện nhập khẩu.

Cách tiếp cận này kết nối hai mảng chính sách công nghiệp. Các ưu đãi sản xuất hiện có hỗ trợ doanh nghiệp sản xuất pin, trong khi khoản tài trợ lưu trữ mới hỗ trợ các dự án mua và lắp đặt pin. Hai chính sách kết hợp nhằm mở rộng thị trường cho các nhà sản xuất trong nước.

Nomura dự báo yêu cầu này sẽ thúc đẩy hoạt động sản xuất và lắp ráp hệ thống lưu trữ bằng pin tại Ấn Độ. Debmalya Sen, Chủ tịch Liên minh Lưu trữ Năng lượng Ấn Độ, cho biết các khoản trợ cấp mới cũng có thể giúp giảm tác động của việc tăng biểu giá liên quan đến yêu cầu về giá trị nội địa và chi phí pin tăng.

Sen đánh giá lạc quan hơn một số chuyên gia khác về hiệu quả kinh tế của các dự án pin:

BESS đã khả thi về mặt thương mại,

Sen dẫn mức biểu giá không có VGF vào khoảng 3 lakh rupee mỗi megawatt mỗi tháng. Đây là khoản thanh toán để duy trì công suất lưu trữ sẵn sàng hoạt động. Bên mua cũng phải tính đến lượng điện dùng để sạc pin và tần suất sử dụng dịch vụ.

Vì sao giá chào lưu trữ thấp vẫn có thể tốn kém

Konda ước tính biểu giá công suất lưu trữ độc lập ở mức khoảng 2,6 rupee cho mỗi đơn vị điện. Chi phí sạc và xả cộng thêm khoảng 2,5-3 rupee mỗi đơn vị, đưa chi phí điện được cung cấp lên khoảng 5,5-6 rupee mỗi đơn vị. Trong hóa đơn điện, một đơn vị tương đương một kilowatt-giờ.

Mức chi phí sau khi giao điện này gần với biểu giá 5,25-6 rupee mỗi đơn vị của điện tái tạo được ký hợp đồng để cung cấp nguồn điện ổn định hơn. Do đó, các công ty phân phối điện phải so sánh tổng chi phí của những phương thức khác nhau để có điện khi cần, bao gồm chi phí sạc và trách nhiệm điều độ.

Konda cho rằng những trở ngại chính không chỉ nằm ở khả năng tiếp cận vốn:

Tài chính hay vốn không phải nút thắt thực sự trong việc đẩy nhanh triển khai lưu trữ năng lượng tại Ấn Độ,

Ông chỉ ra tình trạng đấu thầu quá thấp, phụ thuộc vào hàng nhập khẩu và biến động giá. Nhà phát triển đưa ra biểu giá rất thấp vẫn phải hoàn tất xây dựng, trả nợ vay và bảo dưỡng thiết bị trong suốt thời hạn hợp đồng.

Alekhya Datta, Giám đốc Ban Điện lực và Năng lượng tái tạo tại TERI, dẫn một đánh giá cho thấy gần 75% công suất pin độc lập được phân bổ trong năm 2025 cho các hệ thống cung cấp điện trong hai giờ đối mặt với rủi ro về khả năng sinh lời. Ông cho biết hiệu quả kinh tế của dự án phụ thuộc vào giá điện dùng để sạc, mức độ sử dụng, thời lượng xả, chi phí vốn và hiệu suất của pin trong suốt vòng đời.

Datta nêu rõ những hạn chế của hỗ trợ tài chính:

Tuy nhiên, chỉ trợ cấp thôi không thể bảo đảm khả năng sinh lời thương mại hay biểu giá phải chăng cho các DISCOM,

Hiệu suất sẽ quyết định giá trị của ngân sách công

Các công ty phân phối điện cần khai thác hiệu quả hệ thống lưu trữ theo hợp đồng để đạt được mức tiết kiệm và lợi ích cung ứng như kỳ vọng. Một cơ sở sẵn sàng hoạt động nhưng hiếm khi được sạc hoặc xả vẫn có thể tạo ra nghĩa vụ thanh toán cho bên mua.

Konda cho biết các khoản trợ cấp trước đây được chi trả dựa trên mức độ sẵn sàng của pin, thay vì mức sử dụng thực tế hoặc giá trị cung cấp cho lưới điện. Ông coi khả năng quản lý hệ thống lưu trữ của bên mua là vấn đề thương mại then chốt:

Câu hỏi thực sự là liệu các DISCOM có thể khai thác công suất lưu trữ đã ký hợp đồng một cách hiệu quả và có lợi nhuận hay không,

Datta kêu gọi xây dựng quy định mua sắm có tính đến mức độ sẵn sàng, tần suất sử dụng, hiệu suất sạc và xả, khả năng vận hành liên tục và mức suy giảm của pin. Hiệu suất cho biết lượng điện thu hồi được so với lượng điện đã nạp vào. Suy giảm là tình trạng khả năng lưu trữ năng lượng của pin giảm dần theo thời gian và quá trình sử dụng.

Hợp đồng pin cũng cần tính đến việc bổ sung hoặc thay thế thiết bị khi hiệu suất giảm. Các chi phí này ảnh hưởng đến khả năng duy trì mức biểu giá đã thỏa thuận ban đầu trong suốt thời gian cung cấp dịch vụ.

Datta đề xuất gắn hỗ trợ tài chính chặt chẽ hơn với kết quả hoạt động:

Cũng cần cân nhắc nhiều hơn việc gắn hỗ trợ VGF với hiệu quả vận hành,

Dự án thủy điện nào có thể hưởng lợi?

Nomura xác định 11 dự án thủy điện tích năng đang được xây dựng, với tổng công suất phát điện 15.870 MW. Các nhà phát triển gồm các công ty điện lực nhà nước cùng Greenko, Tata Power, JSW Energy, các doanh nghiệp Adani và Torrent Power.

Danh mục dự án đang xây dựng gồm dự án Gandhisagar 1.920 MW của Greenko, dự kiến hoàn thành vào tháng 12 năm 2026; dự án Kundah 500 MW của Tamil Nadu và dự án Chitravathi 500 MW của Adani, đều dự kiến hoàn thành vào tháng 2 năm 2027; cùng dự án Saundatti 1.600 MW của Greenko, dự kiến hoàn thành vào tháng 12 năm 2027.

Các dự án dự kiến hoàn thành muộn hơn gồm Bhavali 1.500 MW của JSW Energy vào tháng 12 năm 2028, Bhivpuri 1.000 MW của Tata Power vào tháng 2 năm 2029 và Karjat 3.000 MW của Torrent Power vào tháng 12 năm 2029. Dự án Sharavathy 2.000 MW của Karnataka Power Corporation dự kiến hoàn thành vào tháng 5 năm 2032, sau khi thời gian tài trợ của chương trình kết thúc.

Lịch trình này cho thấy thời điểm xây dựng sẽ ảnh hưởng đến tiến độ triển khai. Các dự án đang thi công tạo thành nguồn tiềm năng để nhận hỗ trợ, trong khi việc phân bổ sẽ phụ thuộc vào điều kiện đủ tiêu chuẩn và đấu thầu cạnh tranh. Mức công suất tính bằng MW thể hiện khả năng phát điện; phần đóng góp vào mục tiêu GWh của chương trình sẽ phụ thuộc vào lượng năng lượng mà các dự án có thể lưu trữ và cung cấp.

Kết quả thực tế của chương trình sẽ phụ thuộc vào việc kết hợp hạ tầng đã hoàn thành với vận hành hiệu quả: lưu trữ điện tái tạo khi nguồn cung dồi dào và cung cấp lại khi người tiêu dùng cần. Cam kết 14.500 crore rupee góp phần tài trợ cho đợt mở rộng này, còn thiết kế đấu thầu, tiến độ xây dựng và điều độ hằng ngày sẽ quyết định dịch vụ mà bên mua điện nhận được.

Điểm chính

• Nội các phê duyệt 14.500 crore rupee hỗ trợ 92 GWh lưu trữ trong giai đoạn 2026-27 đến 2030-31.
• Khoản phân bổ gồm 60 GWh thủy điện tích năng, 30 GWh pin và 2 GWh công nghệ thay thế.
• Tổng vốn đầu tư dự án ước tính 97.600 crore rupee, trong đó nguồn vốn chính phủ chiếm khoảng 15%.
• Các dự án pin phải đáp ứng yêu cầu tối thiểu 40% hàm lượng nội địa.
• Công suất dự kiến tương đương khoảng 22% nhu cầu lưu trữ ước tính 411 GWh của Ấn Độ vào năm 2031-32.
• Công suất sẽ được phân bổ qua đấu thầu cạnh tranh; các quy định triển khai chi tiết vẫn đang chờ công bố.
• Chi phí sạc, mức độ sử dụng hiệu quả, tiến độ xây dựng và hiệu suất thiết bị sẽ ảnh hưởng đến chi phí đối với bên mua điện.