1. Đặt vấn đề

Bài 1 đã luận giải yêu cầu năng lượng phải đi trước một bước, tăng trưởng trên 10,3%/năm để đáp ứng mục tiêu GDP hai con số trong bối cảnh kỷ nguyên số. Bài 2 đã phân tích cơ cấu nguồn điện cần thay đổi ra sao, đồng thời khẳng định trong giai đoạn chuyển tiếp, không có nguồn điện đơn lẻ nào đủ khả năng thay thế hoàn toàn vai trò điện nền hiện nay của nhiệt điện than.

Bài viết này, đi sâu trả lời các câu hỏi kỹ thuật cốt lõi còn lại: điện nền đóng vai trò như thế nào trong một hệ thống điện hiện đại có tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng cao; đánh giá các dạng điện nền hiện nay và mức độ phù hợp với điều kiện Việt Nam ra sao; vì sao nhiệt điện than công nghệ hiện đại vẫn là lựa chọn phù hợp cho giai đoạn ngắn hạn hiện nay.

2. Vai trò của nguồn điện nền trong cơ cấu nguồn năng lượng

2.1. Định nghĩa và đặc tính kỹ thuật của điện nền

Điện nền (baseload) là nguồn điện có khả năng phát công suất ổn định, liên tục, không phụ thuộc điều kiện thời tiết, đóng vai trò "xương sống" giữ ổn định tần số và điện áp của toàn hệ thống.

Về bản chất vật lý, các nguồn điện nền truyền thống (nhiệt điện, thủy điện) sử dụng máy phát đồng bộ (synchronous generator) quay cùng tốc độ với tần số lưới điện, tạo ra quán tính cơ học (mechanical inertia) tự nhiên, chính quán tính này giúp hệ thống chống lại các dao động tần số đột ngột khi có sự cố hoặc biến động phụ tải lớn.

Đây là đặc tính mà điện gió, điện mặt trời vốn kết nối lưới qua thiết bị biến tần điện tử không có được nếu không bổ sung công nghệ hỗ trợ chuyên biệt.

2.2. Tỷ trọng năng lượng tái tạo càng tăng, vai trò điện nền càng quan trọng

Như đã phân tích ở bài trước, năng lượng tái tạo tuy chiếm 27,9% công suất lắp đặt toàn hệ thống (số liệu năm 2025) nhưng chỉ đóng góp 12,5% sản lượng thực tế, với hệ số công suất bình quân chỉ 18,8% [2].

Khi các nguồn điện dựa trên biến tần (Inverter-Based Resources, IBR) tăng tỷ trọng, số lượng và tổng công suất phát của máy phát đồng bộ truyền thống giảm tương đối, khiến hệ thống bị suy giảm quán tính cơ học, giảm khả năng hỗ trợ công suất phản kháng tức thời và khả năng cung cấp dòng điện ngắn mạch để bảo vệ rơle hoạt động chính xác làm tăng nguy cơ mất ổn định điện áp, tần số khi có nhiễu loạn.

Đây chính là lý do kỹ thuật chính vì sao "tăng tái tạo" không đồng nghĩa với “giảm nhu cầu điện nền” ngược lại, hệ thống càng cần một lớp điện nền đủ mạnh và đủ linh hoạt để bù đắp.

2.3. Yêu cầu ngày càng khắt khe từ phụ tải công nghệ số

Như đã phân tích ở bài trước, phụ tải công nghiệp truyền thống có thể tạm ngừng vài giờ mà không hẳn gây thiệt hại nghiêm trọng; phụ tải dân dụng có tính chu kỳ dự đoán được theo giờ trong ngày.

Ngược lại, một trung tâm dữ liệu phục vụ trí tuệ nhân tạo mất điện dù chỉ vài giây có thể gây thiệt hại nghiêm trọng về dữ liệu và dịch vụ, đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện gần như tuyệt đối [1].

Đây là lý do các tập đoàn công nghệ toàn cầu đang chuyển hướng đầu tư trực tiếp vào nguồn điện nền kể cả điện hạt nhân module nhỏ (SMR) thay vì chỉ dựa vào hợp đồng mua điện tái tạo (PPA) như trước đây, và đây là lý do vì sao bài toán điện nền của Việt Nam cần được nhìn nhận cận trọng, cấp bách hơn khi làn sóng AI, trung tâm dữ liệu bùng nổ.

2.4. Thực trạng thiếu hụt điện nền tại Việt Nam

Một số kiến nghị tại cuộc họp Ban Chỉ đạo Nhà nước các dự án trọng điểm ngành năng lượng (26/5/2026) về nhiều dự án nguồn, lưới điện trọng điểm hiện không theo kịp tiến độ Quy hoạch điện VIII điều chỉnh [1].

Cụ thể hơn, năm 2025 hệ thống chỉ bổ sung được khoảng 6.400 MW công suất mới, trong khi giai đoạn tới cần bổ sung trên 20 GW mỗi năm mới đáp ứng được mục tiêu tăng trưởng đến năm 2030 và đặc biệt lưu ý đến tốc độ bổ sung nguồn điện nền, do đây là điểm nghẽn có nguy cơ ảnh hưởng trực tiếp đến an ninh năng lượng.

3. Đánh giá các dạng điện nền

3.1. Thủy điện

Giá thành thấp nhất trong tất cả các loại nguồn điện, chi phí vận hành thấp sau khi khấu hao hết đầu tư ban đầu, khả năng điều chỉnh phụ tải rất nhanh (khởi động trong vài chục phút), tuổi thọ vận hành trên 50 năm, đồng thời là nguồn phát đồng bộ cung cấp quán tính hệ thống tốt.

Tuy nhiên, tiềm năng thủy điện lớn tại Việt Nam về cơ bản đã khai thác gần hết; sản lượng phụ thuộc thủy văn theo mùa (hệ số công suất thực tế năm 2025 khoảng 49,7%); dư địa phát triển mới rất hạn chế, chủ yếu còn lại là thủy điện nhỏ và thủy điện tích năng trong đó thủy điện tích năng lại có giá thành cao nhất thị trường (3.457 đồng/kWh) do bản chất là công nghệ lưu trữ chứ không phải nguồn phát sơ cấp.

3.2. Nhiệt điện than

Đây là công nghệ đã được sử dụng tại Việt Nam qua nhiều thế hệ, là nguồn phát đồng bộ cung cấp quán tính hệ thống tự nhiên; hệ số công suất thực tế cao nhất trong toàn hệ thống (khoảng 58,8% năm 2025); nguồn nhiên liệu than, dù một phần phải nhập khẩu, vẫn ổn định hơn nhiều so với LNG về giá cả, ít biến động đột ngột theo thị trường quốc tế; suất đầu tư và giá điện thuộc nhóm cạnh tranh, chỉ sau thủy điện.

Tuy nhiên, Nhiệt điện than cũng có những hạn chế: phát thải CO₂, SOx, NOx và bụi cao nhất trong các loại hình nhiệt điện nếu sử dụng công nghệ cũ (cận tới hạn); phụ thuộc ngày càng lớn vào than nhập khẩu; đồng thời chịu áp lực thu hẹp tỷ trọng theo lộ trình Net Zero 2050 và các cam kết khí hậu quốc gia.

3.3. Điện khí (khí thiên nhiên nội địa và LNG nhập khẩu)

Điện khí có hiệu suất phát điện cao nhất trong các công nghệ nhiệt điện (chu trình hỗn hợp CCGT đạt 55-62%), thời gian khởi động rất nhanh (dưới 30 phút), khả năng điều chỉnh phụ tải linh hoạt, phát thải thấp, đây là lựa chọn tưởng cho vai trò điện nền chuyển tiếp. Suất đầu tư thấp hơn nhiệt điện than công nghệ USC.

Tuy nhiên, chi phí phát điện toàn phần (LCOE) lại cao hơn nhiều do phụ thuộc hoàn toàn vào giá nhiên liệu nhập khẩu (khung giá LNG 3.327 đồng/kWh, cao gấp gần 2 lần than).

Đặc biệt, giá khí trong nước và LNG nhập khẩu dao động 9-14 USD/triệu BTU (năm 2025), trượt giá bình quân 2%/năm [5], khiến chi phí vận hành biến động mạnh theo thị trường quốc tế; đồng thời, chi phí xây dựng nhà máy CCGT toàn cầu tăng cao do cạnh tranh nhu cầu từ các trung tâm dữ liệu, AI và tăng chi phí triển khai các dự án LNG tại Việt Nam (Nhơn Trạch 3-4, Quảng Ninh, Hiệp Phước...).

3.4. Điện hạt nhân

Điện hạt nhân có hệ số công suất rất cao (trên 85%), phát thải CO₂ bằng không trong quá trình vận hành, tuổi thọ vận hành rất dài (60 năm trở lên), tiêu hao nhiên liệu rất thấp, theo tài liệu kỹ thuật ngành, một nhà máy điện hạt nhân công suất 1.000 MW chỉ cần khoảng 41 tấn nhiên liệu để vận hành trong một năm rưỡi, so với lượng than tiêu thụ của một nhà máy nhiệt điện cùng công suất [18] trong một ngày.

Tuy nhiên, chi phí đầu tư ban đầu lớn nhất trong tất cả các loại nguồn điện, thời gian xây dựng kéo dài 10-15 năm kể từ khi phê duyệt chủ trương đến khi vận hành thương mại, đòi hỏi trình độ quản lý an toàn hạt nhân và chuỗi cung ứng chuyên biệt mà Việt Nam gần như chưa có nhiều kinh nghiệm.

Đây là hạn chế lớn nhất khiến điện hạt nhân chỉ có thể đóng vai trò trụ cột điện nền trong dài hạn, không thể giải quyết bài toán thiếu điện nền trước mắt.

3.5. Hệ thống lưu trữ pin có công nghệ tạo lưới (BESS + GFM) - "điện nền ảo"

Ưu điểm: triển khai nhanh nhất trong các lớp điện nền (dưới 2 năm), chi phí đang giảm nhanh theo xu hướng công nghệ toàn cầu, có thể lắp đặt phân tán gần trung tâm phụ tải. Khi trang bị công nghệ biến tần tạo lưới (Grid-Forming, GFM), khác với công nghệ bám lưới (Grid-Following) phổ biến hiện nay, BESS có khả năng tự thiết lập điện áp, tần số tham chiếu và vận hành độc lập khi mất lưới, mô phỏng được một phần đặc tính của máy phát đồng bộ.

Nhược điểm là suất đầu tư còn cao, thời lượng lưu trữ còn hạn chế so với nhu cầu điều tần dài hạn, và về bản chất đây vẫn là công nghệ "làm mượt" nguồn tái tạo sẵn có chứ không phải nguồn phát sơ cấp độc lập.

4. Vai trò của nhiệt điện than hiện đại

4.1. Công nghệ nhiệt điện than

Công nghệ nhiệt điện than hiện có bốn thế hệ chính, phân biệt theo thông số hơi vận hành: cận tới hạn (Subcritical), siêu tới hạn (Supercritical - SC), trên siêu tới hạn (Ultra-Supercritical - USC) và công nghệ khí hóa than chu trình hỗn hợp (IGCC). Suất đầu tư tăng dần theo mức độ hiện đại của công nghệ: Subcritical 1.422 USD/kW; Supercritical 1.689 USD/kW; Ultra-Supercritical 1.867 USD/kW; IGCC 2.144 USD/kW [6]. Về hiệu suất, theo tổng hợp từ các nghiên cứu kỹ thuật quốc tế, công nghệ Subcritical đạt hiệu suất phổ biến 34-40% (bình quân toàn cầu khoảng 36%); Supercritical đạt 40–45%; Ultra-Supercritical đạt từ 45% trở lên, một số nhà máy trình diễn tiên tiến nhất thế giới (như RDK Block 8 tại Đức) đã đạt kỷ lục 47,5%; công nghệ khí hóa than IGCC đạt hiệu suất tương đương hoặc nhỉnh hơn USC (khoảng 45-47%) tùy thiết kế cụ thể, nhưng chưa được thương mại hóa rộng rãi như USC do chi phí đầu tư và độ phức tạp vận hành cao hơn [15, 16] (Hình 1).

Nguyên lý kỹ thuật chung: nhiệt độ và áp suất hơi nước càng cao (vượt qua điểm tới hạn nhiệt động học của nước, ở khoảng 22,1 MPa và 374°C, không còn ranh giới pha lỏng/hơi), tuabin càng chuyển hóa được nhiều nhiệt năng thành cơ năng, giảm suất tiêu hao nhiên liệu.

Với công nghệ USC, tiêu hao nhiên liệu chỉ khoảng 0,425 kg than/kWh, thấp hơn đáng kể so với trên 0,5 kg than/kWh của công nghệ cận tới hạn, đồng thời phát thải CO₂ trên mỗi kWh cũng giảm tương ứng theo mức cải thiện hiệu suất.

4.2. Vấn đề môi trường, kiểm soát phát thải

Một nhà máy nhiệt điện than hiện đại không thể tách rời hệ thống xử lý môi trường đồng bộ, thường chiếm 15-20% tổng vốn đầu tư dự án (EPC) [7], bao gồm ba công nghệ cốt lõi: hệ thống lọc bụi tĩnh điện (ESP) với hiệu suất trên 99,9%; hệ thống khử lưu huỳnh (FGD, Flue Gas Desulfurization); và hệ thống khử xúc tác chọn lọc NOx (SCR, Selective Catalytic Reduction) với hiệu suất trên 85% [8].

Các nhà máy hiện đại tại Việt Nam đều được yêu cầu lắp đặt hệ thống quan trắc khí thải tự động, liên tục (CEMS) để giám sát nồng độ phát thải theo thời gian thực, bảo đảm đáp ứng Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 19:2024/BTNMT, quy định giới hạn phát thải bụi dưới 20-30 mg/Nm³, NOx và SO₂ khoảng 120 mg/Nm³ [9], nghiêm ngặt hơn đáng kể so với các quy chuẩn trước đây.

Đối với các nhà máy đang vận hành với công nghệ cũ chưa đáp ứng quy chuẩn mới, giải pháp cải tạo, nâng cấp hệ thống ESP/FGD/SCR hiện hữu (bổ sung điện cực, thay vật liệu chống ăn mòn, lắp thêm tầng xúc tác dự phòng) đã được chứng minh khả thi và cần được nhân rộng [10].

4.3. Nhiệt điện than hiện đại, điện nền trong giai đoạn chuyển tiếp

Về mặt thực tiễn triển khai, Việt Nam đã có kinh nghiệm vận hành công nghệ USC tại nhiều dự án: Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng II (2,2 tỷ USD, công suất 1.624 MW, 2 tổ máy trên 600 MW/tổ, chính thức vận hành toàn bộ đầu tháng 4/2026) sử dụng công nghệ lò hơi USC, hệ thống bảo vệ môi trường đồng bộ (khử SOx, NOx, bụi tĩnh điện, quan trắc khí thải tự động liên tục), dự kiến cung cấp 9-12 tỷ kWh điện/năm cho khu vực phía Nam [19].

Nhà máy Nhiệt điện Quảng Trạch I cũng sử dụng công nghệ USC, đã hòa lưới thành công tổ máy số 1 đầu năm 2026 [20]. Các nhà máy Vĩnh Tân 4, Vĩnh Tân 4 mở rộng, Duyên Hải 3 mở rộng đã áp dụng công nghệ siêu tới hạn/trên siêu tới hạn từ trước, cho thấy năng lực trong nước đã sẵn sàng làm chủ nhóm công nghệ này.

Xét theo bốn tiêu chí đánh giá sự phù hợp trong giai đoạn ngắn hạn:

- Về kinh tế: mặc dù suất đầu tư ban đầu của nhiệt điện than USC (1.867 USD/kW) cao hơn điện khí LNG (1.000–1.500 USD/kW), nhưng nhờ giá than ổn định hơn nhiều so với giá LNG nhập khẩu vốn biến động mạnh theo thị trường quốc tế, giá điện toàn phần theo khung giá trần của than (1.706 đồng/kWh) vẫn thấp hơn LNG gần 2 lần (3.327 đồng/kWh) và tiếp tục thuộc nhóm cạnh tranh nhất, chỉ sau thủy điện.

- Về kỹ thuật: là nguồn phát đồng bộ, cung cấp quán tính hệ thống tự nhiên điều mà cả điện gió, mặt trời lẫn BESS (nếu chưa trang bị GFM) đều không đáp ứng được đầy đủ; theo tính toán ở Bài 2, hệ số công suất thực tế năm 2025 của nhiệt điện than đạt khoảng 58,8% cao nhất trong tất cả các loại nguồn điện của hệ thống, kể cả so với thủy điện (49,7%) cho thấy khả năng huy động ổn định, liên tục trong thực tế vận hành.

- Về tiến độ và mức độ sẵn sàng: các dự án USC đã và đang hoàn thành (Vũng Áng II, Quảng Trạch I) có thể đưa vào vận hành ngay trong 2-5 năm tới, trong khi LNG còn vướng PPA/vốn và điện hạt nhân cần 10-15 năm. Nhiệt điện than hiện đại là nguồn điện nền “đã sẵn sàng” duy nhất có thể lấp khoảng trống điện nền trong ngắn và trung hạn.

- Về môi trường: dù vẫn phát thải CO₂ cao hơn khí và tái tạo, công nghệ USC kết hợp hệ thống ESP/FGD/SCR đồng bộ giúp giảm đáng kể phát thải so với thế hệ cận tới hạn, đáp ứng được quy chuẩn QCVN 19:2024/BTNMT là bước đệm hợp lý hơn nhiều so với việc kéo dài vận hành các nhà máy than cũ hiệu suất thấp, chưa đạt chuẩn.

Từ bốn tiêu chí trên, có thể thấy rằng: trong điều kiện kinh tế, kỹ thuật hiện nay của Việt Nam, nhiệt điện than công nghệ hiện đại vẫn là lựa chọn có tính khả thi cao để bảo đảm vai trò điện nền trong giai đoạn ngắn và trung hạn, với điều kiện bắt buộc đi kèm: chỉ chấp nhận công nghệ hiện đại (USC trở lên) cho các dự án mới hoặc cải tạo; có lộ trình thu hẹp tỷ trọng rõ ràng theo đúng Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (từ 44,85% sản lượng hiện nay xuống 28,4-31,4% công suất vào năm 2030); gắn với nghiên cứu công nghệ thu giữ carbon (CCUS) cho dài hạn; và kiểm soát chặt nguồn than nhập khẩu để giảm rủi ro an ninh năng lượng như đã phân tích ở Bài 1.

4.4. Đối chiếu với thực tiễn

Kết hợp phân tích từ Mục 3 và Mục 4, có thể hình dung lộ trình điện nền Việt Nam theo bốn lớp, mỗi lớp có vai trò và thời gian triển khai khác nhau, bổ sung cho nhau chứ không thay thế hoàn toàn lẫn nhau trong ít nhất 10-15 năm tới; BESS + GFM là lớp triển khai nhanh nhất nhưng quy mô còn hạn chế; nhiệt điện than hiện đại là lớp "đã sẵn sàng", lấp khoảng trống ngắn hạn; điện khí LNG là lớp chuyển tiếp trung hạn; điện hạt nhân là trụ cột sạch, dài hạn.

5. Tiết kiệm năng lượng vai trò giảm áp lực điện nền

Nếu năng lượng là "huyết mạch" của nền kinh tế, thì tiết kiệm năng lượng (TKNL) chính là cách hiệu quả nhất để giảm áp lực lên huyết mạch đó, theo Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả giai đoạn 2019-2030 (VNEEP3, phê duyệt tại Quyết định số 280/QĐ-TTg), Việt Nam đặt mục tiêu tiết kiệm 5-7% tổng tiêu thụ năng lượng toàn quốc đến năm 2025 và 8-10% đến năm 2030 so với kịch bản phát triển bình thường [11].

Đây là con số có ý nghĩa rất lớn: tiết kiệm 8-10% tổng tiêu thụ năng lượng quốc gia tương đương với việc không cần đầu tư xây dựng hàng chục nghìn MW công suất nguồn mới. Khả năng có thể tiềm năng năng lượng theo từng khâu của chuỗi năng lượng: từ sản xuất, truyền tải - phân phối, và tiêu thụ (cả trong sản xuất công nghiệp lẫn trong xã hội - dân dụng), sẽ được đánh giá củ thể dưới đây.

5.1. Trong sản xuất (phát điện)

Tại khâu sản xuất, tiềm năng TKNL lớn nhất nằm ở việc nâng cao hiệu suất chuyển hóa năng lượng sơ cấp thành điện năng.

Như đã phân tích, việc chuyển đổi công nghệ nhiệt điện than từ cận tới hạn (hiệu suất 33-38%) sang siêu tới hạn/trên siêu tới hạn (USC, hiệu suất 42,5-45%) giúp giảm tiêu hao nhiên liệu 10-15% trên mỗi kWh phát ra, đồng thời giảm tương ứng lượng phát thải CO₂, bản thân đây chính là một hình thức TKNL ở cấp độ công nghệ nguồn.

Bên cạnh đó, việc giảm điện tự dùng của nhà máy, tối ưu hóa chế độ vận hành tổ máy theo phụ tải thực tế, với sự thay đổi nhiên liệu đầu vào so với thiết kế và bảo dưỡng định kỳ đúng chu kỳ kỹ thuật để duy trì hiệu suất thiết kế theo thời gian, tận dụng nhiệt thải đều là những giải pháp TKNL có chi phí thấp nhưng hiệu quả tích lũy đáng kể trong suốt vòng đời 30-40 năm của một nhà máy điện.

5.2. Trong truyền tải và phân phối

Tổn thất điện năng (TTĐN) trên lưới truyền tải và phân phối là chỉ số phản ánh trực tiếp hiệu quả TKNL ở khâu này.

Tại Việt Nam, TTĐN đã được kéo giảm rất ấn tượng: từ 12,23% năm 2003 xuống còn 6,25% năm 2022 [21], và hiện duy trì ở mức khoảng 6% toàn hệ thống năm 2025, theo đánh giá của Bộ Công Thương, mức này đã sát ngưỡng kỹ thuật, ngang bằng nhiều nước tiên tiến trên thế giới, dù vẫn còn cao hơn một số nước ASEAN có trình độ phát triển tương đồng [3].

Đáng chú ý, hiệu quả TKNL khâu này có sự khác biệt lớn giữa các đơn vị quản lý lưới điện. Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC), nhờ đẩy mạnh chuyển đổi số và hiện đại hóa hệ thống đo đếm, đã giảm tỷ lệ tổn thất từ 4,54% (2021) xuống mức thấp kỷ lục 3,54% (2025), thấp hơn đáng kể so với mặt bằng chung toàn Tập đoàn [22].

Các giải pháp công nghệ TKNL chủ yếu ở khâu này bao gồm: sử dụng dây dẫn tổn thất thấp, lắp đặt tụ bù công suất phản kháng, cân pha và cân bằng phụ tải giữa các lộ đường dây, nâng cấp máy biến áp hiệu suất cao, cũng như quản lý vận hành và giám sát lưới điện theo thời gian thực để phát hiện sớm các điểm tổn thất phi kỹ thuật (rò rỉ, thất thoát điện), đặc biệt quan trọng ở cấp điện áp trung và hạ thế, nơi tập trung phần lớn tổn thất kỹ thuật do khối lượng lưới điện lớn và phân tán.

5.3. Trong tiêu thụ và sản xuất công nghiệp

Đây là khâu có tiềm năng TKNL lớn nhất trong toàn bộ chuỗi năng lượng. Theo đánh giá của Bộ Công Thương, tiềm năng TKNL trong các ngành công nghiệp sản xuất xi măng, thép, sành sứ, đông lạnh, hàng tiêu dùng... có thể đạt trên 20% [12], trong khi khảo sát thực tế cho thấy mức độ lãng phí năng lượng trong công nghiệp Việt Nam còn khá lớn, tiềm năng TKNL ước tính khoảng 20-30% [23].

Công cụ nền tảng để hiện thực hóa tiềm năng này là kiểm toán năng lượng bắt buộc, tính đến tháng 8/2024, cả nước có 3.068 cơ sở sử dụng năng lượng trọng điểm (tiêu thụ từ 1.000 TOE/năm, tương đương 6 triệu kWh điện/năm trở lên) thuộc diện phải kiểm toán năng lượng định kỳ theo Luật Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả [24].

Một chương trình hợp tác kiểm toán năng lượng giữa Bộ Công Thương và Cơ quan Hợp tác quốc tế Hàn Quốc (KOICA) thực hiện tại 20 doanh nghiệp công nghiệp trọng điểm giai đoạn 2023-2024 đã phát hiện tổng cộng 366 giải pháp TKNL khả thi, với tiềm năng tiết kiệm 144.000 TOE mỗi năm, minh chứng định lượng cụ thể cho quy mô dư địa TKNL công nghiệp còn chưa được khai thác [25].

Tuy nhiên các giải pháp TKNL cần được thúc đẩy mạnh hơn tại Việt Nam để bảo đảm các giải pháp TKNL được triển khai đúng kỹ thuật và mang lại hiệu quả thực chất.

5.4. Trong dân dụng, xây dựng và xã hội

Ở khu vực dân dụng và công trình xây dựng, tiềm năng TKNL còn lớn hơn cả khu vực công nghiệp: với tốc độ gia tăng diện tích sàn xây dựng đưa vào sử dụng hàng năm cao, tiềm năng TKNL trong các công trình xây dựng tại Việt Nam ước tính đạt 30–35% [12], tương tự tiềm năng TKNL trong lĩnh vực giao thông vận tải cũng có thể đạt trên 30% [12], mặt khác đây cũng chính là khu vực chịu tác động ngày càng lớn từ nhu cầu làm mát, điều hòa không khí trong bối cảnh đô thị hóa và biến đổi khí hậu, khiến các giải pháp TKNL dân dụng vừa có ý nghĩa tiết kiệm chi phí, vừa trực tiếp làm giảm đỉnh phụ tải hệ thống vào giờ cao điểm nắng nóng.

Các công cụ chính sách và công nghệ đã và đang triển khai bao gồm: quy định dán nhãn năng lượng bắt buộc cho thiết bị điện gia dụng (điều hòa, tủ lạnh, đèn chiếu sáng), tiêu chuẩn công trình xây dựng sử dụng năng lượng hiệu quả (thiết kế thụ động, cách nhiệt, thông gió tự nhiên), thay thế chiếu sáng LED, và gần đây nhất là Chỉ thị số 10/CT-TTg (30/3/2026) của Thủ tướng Chính phủ về tăng cường thực thi tiết kiệm điện kết hợp phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu, một hướng đi kết hợp đồng thời cả TKNL và bổ sung nguồn phân tán ngay tại nơi tiêu thụ [22].

5.5. AI, IOT trong tiết kiệm năng lượng

Trí tuệ nhân tạo (AI) không phải là một giải pháp TKNL độc lập, mà là công cụ hỗ trợ các giải pháp TKNL truyền thống được triển khai thuận tiện, nhanh chóng, chính xác và hiệu quả hơn, nhờ khả năng xử lý khối lượng dữ liệu vận hành lớn theo thời gian thực mà con người khó thực hiện.

Ở khâu sản xuất, AI có thể được sử dụng để dự báo sản lượng năng lượng tái tạo theo thời gian thực dựa trên dữ liệu khí tượng, giúp vận hành hệ thống điện nền chủ động hơn trong khi hệ thống đối diện với phụ tải, nguồn có tính biến động cao [16] và sự thay đổi của nhiên liệu đầu vào.

Ở khâu truyền tải, có thể tích hợp AI vào quản lý, vận hành lưới điện [17], xử lý hình ảnh cho phép phát hiện sớm điểm bất thường của thiết bị, đường dây và đề xuất kế hoạch bảo trì dự đoán (predictive maintenance), thay vì bảo trì định kỳ cứng nhắc hoặc chỉ xử lý sau khi sự cố xảy ra [18], giúp giảm thời gian mất điện và giảm tổn thất phát sinh từ sự cố.

Ở khâu tiêu thụ, các mô hình nhà máy thông minh (Smart Factory) đang ứng dụng AI để tự động điều chỉnh vận hành thiết bị và cân bằng phụ tải nhằm giảm tiêu hao điện năng [20], còn tại các tòa nhà và cơ sở dân dụng, AI phân tích dữ liệu cảm biến theo thời gian thực để tự động tối ưu vận hành hệ thống điều hòa, chiếu sáng, góp phần giảm lãng phí năng lượng mà không cần thay đổi hành vi hay đầu tư thiết bị mới [26].

Giá trị cốt lõi mà AI mang lại cho công tác TKNL là chuyển đổi phương thức quản trị năng lượng, từ ghi nhận sau khi tiêu thụ sang dự báo và điều chỉnh chủ động trước và trong quá trình tiêu thụ, đồng thời giảm đáng kể chi phí nhân lực và thời gian cần thiết để giám sát, phân tích một hệ thống năng lượng có quy mô ngày càng lớn và phức tạp.

Tuy nhiên, cũng cần lưu ý một điểm cân bằng quan trọng đã đề cập: bản thân hạ tầng AI, cũng là một phụ tải tiêu thụ điện năng lớn và tăng trưởng nhanh, nên việc ứng dụng AI trong quản trị năng lượng cần được cân nhắc trên cơ sở hiệu quả ròng mức năng lượng tiết kiệm được nhờ ứng dụng AI phải lớn hơn mức năng lượng mà chính hạ tầng AI đó tiêu thụ để vận hành.

Tiềm năng tiết kiệm năng lượng được tổng hợp trong Bảng 2.

6. Kết luận

Mối quan hệ giữa năng lượng và tăng trưởng kinh tế, có thể liên kết xuyên suốt, cụ thể:

Thứ nhất, năng lượng là huyết mạch của nền kinh tế và phải đi trước một bước. Trong kỷ nguyên số, khi 5G/6G, trí tuệ nhân tạo và trung tâm dữ liệu trở thành hạ tầng thiết yếu, nhu cầu điện phải tăng trưởng từ 10,3%/năm, cao hơn nhiều so với mức ngoại suy từ hệ số đàn hồi điện/GDP đang giảm dần, để tránh việc năng lượng trở thành điểm nghẽn chiến lược kìm hãm mục tiêu tăng trưởng hai con số.

Thứ hai, tăng đủ về lượng là chưa đủ, vì cơ cấu nguồn điện phải dịch chuyển đồng thời, phân biệt rõ giữa cơ cấu công suất lắp đặt với cơ cấu sản lượng thực tế hai chỉ số dễ gây nhầm lẫn nhưng có ý nghĩa hoàn toàn khác nhau trong quy hoạch.

Thứ ba, điện nền là "xương sống" không thể thiếu của hệ thống điện, và vai trò của nó không giảm đi mà càng quan trọng hơn khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng cao. Nhiệt điện than công nghệ hiện đại (USC trở lên) với việc tuân thủ nghiêm ngặt tiêu chuẩn môi trường QCVN 19:2024/BTNMT và lộ trình thu hẹp tỷ trọng rõ ràng là lựa chọn điện nền phù hợp nhất với điều kiện kinh tế, kỹ thuật và mức độ sẵn sàng công nghệ của Việt Nam trong giai đoạn ngắn và trung hạn, đóng vai trò cầu nối cùng với điện khí LNG, BESS có công nghệ tạo lưới và điện hạt nhân dài hạn, bốn lớp điện nền phối hợp theo đúng thời gian và năng lực triển khai của từng công nghệ, thay vì dựa vào một giải pháp duy nhất.

Thứ tư, song hành với việc bảo đảm đủ nguồn và cơ cấu hợp lý, tiết kiệm năng lượng với sự hỗ trợ ngày càng hiệu quả của trí tuệ nhân tạo trong vận hành, dự báo, giám sát và bảo trì dự đoán tiếp tục là công cụ bổ trợ quan trọng giúp giảm áp lực mở rộng điện nền, tối ưu hóa hiệu quả sử dụng nguồn lực đầu tư quốc gia.

Thứ năm, phát triển năng lượng cho tăng trưởng kinh tế hai con số không phải là lựa chọn giữa "sạch" và "đủ điện", cũng không phải bài toán chọn một công nghệ duy nhất, mà là bài toán phối hợp đồng bộ về quy mô, cơ cấu, công nghệ và thời gian giữa nhiều lớp giải pháp, trong đó điện nền vững chắc, với nhiệt điện than hiện đại làm trụ đỡ cho giai đoạn chuyển tiếp, là điều kiện tiên quyết để năng lượng thực sự đi trước một bước, phục vụ khát vọng tăng trưởng hai con số của đất nước.

Tài liệu tham khảo

[1] PGS. TS Đặng Trần Thọ, "Đừng để huyết mạch năng lượng làm nghẽn mạch tăng trưởng" (Bài 1 trong loạt bài), 2026.

[2] PGS. TS Đặng Trần Thọ, "Cơ cấu nguồn, bài toán cho tăng trưởng kinh tế và phát triển bền vững" (Bài 2 trong loạt bài), 2026.

[3] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, "EVN tổng kết năm 2025 và triển khai các nhiệm vụ trọng tâm năm 2026", 12/2025.

[4] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, "Suất đầu tư liên quan tới điện khí, điện gió, mặt trời (cập nhật tháng 10/2023)'.

[5] Cục Điều tiết điện lực (ERAV), "Tính toán xác định tác động của giá than, khí, LNG đến cơ cấu giá điện Việt Nam".

[6] Tạp chí Công nghiệp Môi trường, "Nhiệt điện than thế giới và Việt Nam: Hiện trạng - xu thế phát triển", dẫn số liệu suất đầu tư IEA/nghiên cứu ngành.

[7] Hitechdn, "Giải pháp xử lý khí thải nhà máy nhiệt điện: Công nghệ tiên tiến & quy chuẩn 2026", 3/2026.

[8] Trung tâm Quan trắc Môi trường (SCEM), "Giải pháp bảo vệ môi trường tại các nhà máy nhiệt điện than'.

[9] Bộ Tài nguyên và Môi trường, Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia QCVN 19:2024/BTNMT về khí thải công nghiệp.

[10] NARIME, "Nâng cấp hệ thống xử lý khí thải tại các nhà máy nhiệt điện thuộc EVN", báo cáo kỹ thuật, 2025.

[11] Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 280/QĐ-TTg ngày 13/3/2019 phê duyệt Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả giai đoạn 2019-2030 (VNEEP3).

[12] Bộ Công Thương (MOIT), "Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả giai đoạn 2019–2030: Nhân tố quan trọng góp phần đảm bảo an ninh năng lượng Việt Nam", 2020.

[13] Báo Chính phủ (baochinhphu.vn), "Công nghệ mở hướng tiết kiệm điện thông minh", 6/2026.

[14] EVN, "Ứng dụng AI nâng cao hiệu quả quản lý vận hành lưới điện miền Trung", 5/2026.

[15] Rubio-Maya et al., "Advanced Ultra-Supercritical Coal-Fired Power Plant with Post-Combustion Carbon Capture: Analysis of Electricity Penalty and CO2 Emission Reduction", Sustainability (MDPI), 13(2):801, 2021.

[16] Climate Technology Centre & Network (CTC-N), "Pulverised Coal Combustion with higher efficiency", tổng hợp hiệu suất Sub-C/SC/USC/IGCC theo tài liệu kỹ thuật quốc tế.

[17] Bộ Công Thương, Quyết định số 982/QĐ-BCT (thủy điện) và Quyết định số 1009/QĐ-BCT (nhiệt điện than) ngày 10-14/4/2025 phê duyệt khung giá phát điện năm 2025 - đã dẫn chi tiết tại Bài 2 của loạt bài này.

[18] VietnamPlus, "Ưu thế của điện hạt nhân so với thủy điện và nhiệt điện", tổng hợp kiến thức kỹ thuật ngành năng lượng.

[19] CafeF / Dân Việt, "Nhiệt điện Vũng Áng II chính thức vận hành thương mại toàn bộ nhà máy', công nghệ USC, tổng vốn 2,2 tỷ USD, công suất 1.624 MW, 4/2026.

[20] Công Thương (congthuong.vn), "Nhiệt điện Quảng Trạch I hòa lưới thành công tổ máy số 1", công nghệ USC, 3/2026.

[21] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, "Giảm tổn thất điện năng, ngành Điện lực Việt Nam đối diện thách thức nào tiếp theo?", phân tích chuyên gia PECC2, 2023.

[22] BNEWS, "Công nghệ số giúp EVNNPC kéo giảm tổn thất điện năng", dẫn Chỉ thị số 10/CT-TTg ngày 30/3/2026 của Thủ tướng Chính phủ, 6/2026.

[23] Cộng đồng Hiệu quả năng lượng Việt Nam (tietkiemnangluong.com.vn), "Mô hình quản lý năng lượng trong các cơ sở sử dụng năng lượng lĩnh vực công nghiệp".

[24] Tự động hóa Ngày nay, "Tiết kiệm năng lượng trong các ngành công nghiệp nặng: Giấc mơ khó thành hiện thực", 10/2024.

[25] The Leader / Bộ Công Thương, "Kiểm toán năng lượng 10 doanh nghiệp công nghiệp trọng điểm" và "Nhiều giải pháp được thực hiện trong Dự án về tiết kiệm năng lượng lĩnh vực công nghiệp" (hợp tác Bộ Công Thương - KOICA), 2024.

[26] VietnamNet, "AI và cuộc chiến chống lãng phí năng lượng', 2026.