Đảm bảo điện nền cho giai đoạn chuyển đổi năng lượng xanh

Nguồn điện nền đang gánh sức ép tăng trưởng

Yêu cầu bảo đảm đủ điện cho năm 2027, 2028 và giai đoạn đến năm 2030 được nhấn mạnh tại Diễn đàn An ninh năng lượng quốc gia 2026 ngày 10/11. Theo Thứ trưởng Bộ Công thương Nguyễn Việt Sơn, các công trình nguồn, lưới điện bắt buộc vận hành trong năm 2027 phải có mốc quyết định và tiến độ cụ thể. Bộ Công Thương yêu cầu đẩy nhanh tiến độ các dự án nguồn và lưới điện trọng điểm, bảo đảm đồng bộ giữa nguồn phát và hạ tầng truyền tải; đồng thời thúc đẩy điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ kèm lưu trữ và tiết kiệm tối thiểu 3% tổng điện năng tiêu thụ mỗi năm.

Yêu cầu này xuất phát từ sức ép phụ tải ngày càng lớn, trong khi nguồn điện mới chưa thể bổ sung ngay cho hệ thống. Theo số liệu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), 10 tháng năm 2026, điện thương phẩm tăng 9,84% so với cùng kỳ; trong đó nhóm thương mại và dịch vụ tăng 13,8%, quản lý và tiêu dùng dân cư tăng 9,91%, công nghiệp và xây dựng tăng 8,84%. Riêng tháng 5 và tháng 6, phụ tải miền Bắc tăng lần lượt 14,7% và 17,5%.

Ngày 24/6/2026, công suất cực đại toàn hệ thống đạt 57.537 MW, tăng 12,6% so với cùng kỳ; riêng miền Bắc đạt 30.279 MW, tăng 14,3%, tiệm cận giới hạn vận hành an toàn về ổn định điện áp. Trong khi đó, nhu cầu điện năm 2027 được dự báo tiếp tục tăng khoảng 10% trên nền cao của năm 2026; năm 2028 còn được đánh giá khó khăn hơn. Áp lực càng lớn khi hiện tượng El Niño có thể kéo dài đến khoảng tháng 6/2027, ảnh hưởng đến khả năng huy động thủy điện, còn nhiều dự án nguồn điện nền mới cần thêm thời gian để hoàn thành và đưa vào vận hành.

Theo dự báo của Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO), công suất cực đại miền Bắc năm 2027 có thể đạt 32.693–34.865 MW. Đây là mức tăng đáng kể so với mức đỉnh phụ tải thực tế của miền Bắc trong năm 2026. Báo cáo cân đối nguồn cũng chỉ ra rằng, năm 2027, nhiệt điện than được dự báo phải huy động gần tối đa; tuy nhiên, theo kịch bản cân đối nguồn trong báo cáo, sản lượng từ nguồn này cũng chỉ đáp ứng khoảng một nửa nhu cầu được tính toán.

Thách thức cung ứng điện không chỉ nằm ở quy mô nguồn điện mà còn ở khả năng duy trì công suất khả dụng của các tổ máy, bố trí lịch sửa chữa, bảo dưỡng và bảo đảm năng lực truyền tải giữa các vùng. Báo cáo cân đối nguồn cho thấy lịch sửa chữa, bảo dưỡng các nhà máy nhiệt điện có nguy cơ tập trung vào cuối năm, trong khi hành lang truyền tải Trung – Bắc đã vận hành sát giới hạn 5.000–5.200 MW. Một số trạm biến áp 500 kV cấp điện cho miền Bắc cũng đối mặt nguy cơ chậm tiến độ.

Thực tế vận hành năm 2026 cho thấy, để đáp ứng nhu cầu điện tăng cao, hệ thống vẫn phụ thuộc đáng kể vào các nguồn có khả năng phát ổn định. Theo số liệu EVN công bố, trong 9 tháng đầu năm, nhiệt điện than cung cấp 132,63 tỷ kWh, chiếm 49,9% tổng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống. Trong khi đó, các nguồn năng lượng tái tạo không bao gồm thủy điện chiếm 12,6%.

Đáng chú ý, theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, công suất nhiệt điện than đến năm 2030 khoảng 31.055 MW, tương đương 13,1–16,9% tổng công suất các nguồn phát điện. Dù tỷ trọng công suất lắp đặt theo quy hoạch thấp hơn đáng kể tỷ trọng sản lượng điện than thực tế trong 9 tháng năm 2026, hai chỉ số này phản ánh những khía cạnh khác nhau của hệ thống. Sự chênh lệch cho thấy mức độ đóng góp lớn của nhiệt điện than trong vận hành thực tế, nhất là khi các nguồn thay thế chưa kịp bổ sung.

Vấn đề đặt ra không phải lựa chọn giữa duy trì điện than hay phát triển năng lượng tái tạo, mà là bảo đảm nguồn điện nền và khả năng điều chỉnh của hệ thống trong quá trình chuyển dịch. Điện nền không đồng nghĩa với một công nghệ duy nhất, mà là yêu cầu về khả năng cung cấp điện ổn định, liên tục cho hệ thống. Vì vậy, trong quá trình chuyển dịch năng lượng, việc phát triển điện gió, điện mặt trời cần đi cùng các nguồn điện có khả năng phát ổn định, nguồn linh hoạt, hệ thống lưu trữ và lưới truyền tải đủ năng lực.

Bởi vậy, phát triển nguồn điện sạch phải đi cùng tiến độ các nguồn thay thế, hạ tầng truyền tải và lưu trữ. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh định hướng chuyển đổi các nhà máy nhiệt điện than sang sử dụng sinh khối hoặc amoniac trong dài hạn.

Chuyển dịch năng lượng không thể bỏ qua bài toán nhiên liệu và dòng vốn

Theo ông Trần Hải Bình, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam (TKV), trong giai đoạn chuyển tiếp, khả năng gia tăng sản lượng than khai thác trong nước có hạn, trong khi nhu cầu sử dụng than nhập khẩu ngày càng lớn. Đây cũng là rủi ro cần tính đến khi xây dựng phương án bảo đảm điện, bởi khả năng phát điện ổn định còn phụ thuộc vào nguồn cung, chất lượng và tiến độ tiếp nhận nhiên liệu.

Năm 2026, TKV và Tổng công ty Đông Bắc dự kiến cung cấp 54,2 triệu tấn than cho sản xuất điện, đồng thời nhập khẩu 19,2 triệu tấn. Đến năm 2030, nhu cầu than cho sản xuất điện dự kiến khoảng 73–86 triệu tấn, trong đó lượng than nhập khẩu có thể lên tới 38–40 triệu tấn.

Quy mô nhập khẩu tăng đặt ra yêu cầu chủ động hơn về hợp đồng dài hạn, nguồn hàng và hạ tầng tiếp nhận. TKV cho biết khối lượng nhập khẩu tăng nhưng chưa có hợp đồng mua than dài hạn tương ứng với các cam kết cung cấp cho nhà máy điện. Việc tìm kiếm, đàm phán nguồn hàng theo diễn biến thị trường có thể phát sinh rủi ro về khối lượng, tiến độ, chất lượng và giá mua, cùng với biến động tỷ giá, cước vận tải và năng lực tiếp nhận, vận chuyển.

Từ thực tế này, TKV đề xuất lộ trình nâng tỷ lệ than nhập khẩu được bảo đảm bằng hợp đồng dài hạn lên tối thiểu 50% vào năm 2030. Đây là đề xuất của doanh nghiệp nhằm giảm rủi ro nguồn cung, không phải chỉ tiêu đã được phê duyệt. Cùng với việc duy trì sản lượng khai thác trong nước, khả năng đa dạng hóa thị trường nhập khẩu và nâng năng lực dự trữ sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến mức độ chủ động nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện.

Ở chiều ngược lại, dù Việt Nam có tiềm năng lớn về năng lượng tái tạo, các nguồn điện mới vẫn cần thời gian để hoàn thiện cơ chế, thu xếp vốn và đầu tư hạ tầng trước khi có thể đưa vào vận hành. Theo ông Trần Hoài Trang, Phó Cục trưởng Cục Điện lực, tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi của Việt Nam ước tính khoảng 600.000 MW. Tuy nhiên, tiềm năng quy hoạch không đồng nghĩa với công suất có thể huy động ngay. Trong khi nguồn điện tái tạo chưa thể đáp ứng đầy đủ nhu cầu và thay thế tức thời các nguồn đang vận hành, việc duy trì các nguồn điện nền ổn định vẫn là yêu cầu cần thiết để bảo đảm cung ứng điện.

Tại Diễn đàn, đại diện EVN cho biết giai đoạn 2026–2030, tập đoàn dự kiến tổng vốn đầu tư khoảng 830.000 tỷ đồng, bình quân 166.000 tỷ đồng mỗi năm. Trong giai đoạn này, EVN dự kiến hoàn thành 15 dự án nguồn điện với tổng công suất 6.066 MW. Trong đó, nhiệt điện Quảng Trạch I có công suất 1.403 MW; EVN phấn đấu đưa cả hai tổ máy vào vận hành thương mại trong năm 2026, bổ sung nguồn điện nền cho miền Bắc trước mùa khô năm 2027. Các dự án LNG Quảng Trạch II và Quảng Trạch III có tổng công suất 3.000 MW, với mốc phát điện dự kiến lần lượt vào năm 2030 và 2031.

Bên cạnh các dự án của EVN, tiến độ hàng loạt dự án nguồn điện do các nhà đầu tư khác triển khai cũng ảnh hưởng đến khả năng cân đối cung cầu trong những năm tới. EVN kiến nghị tháo gỡ các điểm nghẽn tín dụng, đồng thời kiên quyết thay thế chủ đầu tư đối với những dự án chậm tiến độ kéo dài. Với lưới điện, yêu cầu đầu tư đồng bộ càng cấp thiết khi nguồn điện có thể được phát triển ở một khu vực nhưng không thể truyền tải hiệu quả đến trung tâm phụ tải nếu thiếu hạ tầng kết nối.

Bài toán vốn vì vậy trở thành một trong những điều kiện quyết định tiến độ chuyển dịch năng lượng. Dẫn ước tính của Bộ Công Thương, TS. Cấn Văn Lực, Chuyên gia kinh tế trưởng BIDV, cho biết nhu cầu vốn đầu tư cho lĩnh vực năng lượng giai đoạn 2026–2030 vào khoảng 77 tỷ USD. Trong khi đó, dư nợ tín dụng dành cho năng lượng tái tạo tính đến tháng 6/2026 mới gần 300.000 tỷ đồng, tương đương khoảng 1,5% tổng dư nợ tín dụng toàn nền kinh tế. Khoảng cách giữa nhu cầu vốn và khả năng cung ứng vốn đòi hỏi phải mở rộng các kênh huy động, từ tín dụng ngân hàng, trái phiếu, vốn tư nhân đến các nguồn tài chính xanh và vốn quốc tế.

Ở góc độ nhà đầu tư, cơ chế phân bổ rủi ro là yếu tố quan trọng để quyết định khả năng thu xếp vốn cho các dự án năng lượng có quy mô lớn và thời gian thu hồi vốn dài. TS. Nguyễn Anh Tuấn, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, lưu ý: "Chia sẻ rủi ro là đúng, nhưng cần chi tiết và cụ thể hơn. Chúng tôi cho rằng phải phân định rõ rủi ro, chứ không chỉ nói chung chung là chia sẻ rủi ro". Theo ông, với các dự án điện khí LNG, những rủi ro về thị trường, nhiên liệu và cơ chế hợp đồng cần được nhận diện, phân định cụ thể giữa các bên tham gia.

Để giải bài toán năng lượng cho tăng trưởng kinh tế, Thứ trưởng Bộ Công Thương Nguyễn Việt Sơn nhấn mạnh yêu cầu hoàn thiện thể chế, cơ chế giá điện, hợp đồng mua bán điện và phân bổ rủi ro đối với các dự án điện khí, điện gió ngoài khơi, lưu trữ năng lượng.

Ông lưu ý, chính sách cần đủ rõ ràng, ổn định và tin cậy để nhà đầu tư, tổ chức tài chính có cơ sở cam kết vốn dài hạn. Đồng thời cho biết, Bộ Công Thương đặt mục tiêu nâng cao năng lực tự chủ nguồn cung nhiên liệu, đa dạng hóa nguồn và tuyến nhập khẩu than, LNG, dầu; đẩy nhanh các dự án nguồn, lưới và xây dựng hệ thống thông tin năng lượng quốc gia dự kiến vận hành năm 2027.

Với mục tiêu tăng trưởng GDP bình quân từ 10%/năm trở lên trong giai đoạn 2026–2030, nhu cầu điện sẽ tiếp tục tăng nhanh. Việc rà soát tiến độ thực hiện Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, xác định rõ khả năng vận hành của từng nguồn điện, tiến độ lưới truyền tải và phương án bảo đảm nhiên liệu cần được đặt trong cùng một kế hoạch, nhằm bảo đảm đủ điện trong giai đoạn chuyển tiếp và tạo điều kiện để các nguồn năng lượng mới từng bước thay thế các nguồn truyền thống.

Công bố Báo cáo An ninh năng lượng Việt Nam 2026
Tại Diễn đàn An ninh năng lượng quốc gia 2026, Bộ Công Thương đã công bố Báo cáo An ninh năng lượng Việt Nam 2026.
Báo cáo đánh giá kết quả bảo đảm an ninh năng lượng năm 2025, năm 2026 và đề xuất nhiệm vụ, giải pháp giai đoạn 2027–2030.
Trong đó, một số số liệu đáng chú ý: Điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2026 ước đạt 356,2 tỷ kWh, tăng 10,3% so với năm 2025; Công suất cực đại toàn hệ thống đạt 57.537 MW ngày 24/6/2026, mức cao nhất từ trước đến nay; Sản lượng thủy điện cả năm ước thấp hơn năm 2025 khoảng 18,5 tỷ kWh; Nhu cầu điện năm 2027–2028 dự báo tiếp tục tăng khoảng 10% mỗi năm; Theo số liệu EVN, nhiệt điện than cung cấp 132,63 tỷ kWh trong 9 tháng năm 2026, chiếm 49,9% tổng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống; Việt Nam hiện nhập khẩu ròng khoảng 44% tổng cung năng lượng sơ cấp...
Báo cáo cảnh báo áp lực bảo đảm điện sẽ gia tăng trong những năm tới, đặt ra yêu cầu đồng bộ giữa phát triển nguồn điện, hạ tầng truyền tải và bảo đảm nguồn cung nhiên liệu.