Muốn đủ điện cho tăng trưởng, cần tháo gỡ những nút thắt nào?

Bảo đảm cung ứng đủ điện cho phát triển kinh tế không chỉ là bài toán bổ sung nguồn phát, mà còn đòi hỏi sự đồng bộ giữa nguồn điện, lưới truyền tải, hệ thống phân phối và huy động nguồn lực đầu tư.

Đây là vấn đề được các nhà quản lý, chuyên gia tập trung thảo luận tại tọa đàm "An ninh năng lượng - Khơi thông nguồn lực, nâng cao tự chủ, tạo động lực tăng trưởng", trong khuôn khổ Diễn đàn An ninh năng lượng quốc gia 2026, do Báo Công thương tổ chức ngày 10/11.

Ông Trần Hoài Trang, Phó cục trưởng Cục Điện lực.

Gỡ vướng nguồn điện, ưu tiên giải pháp cấp bách

Ông Trần Hoài Trang, Phó cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công thương) cho rằng, hệ thống điện Việt Nam có những đặc thù so với nhiều quốc gia. Hiện nay, hệ thống điện trong nước cơ bản được xây dựng, vận hành theo hướng tự chủ, trong khi mức độ liên kết với hệ thống điện các nước trong khu vực còn hạn chế.

Đây là vấn đề cần từng bước khắc phục, nhất là khi tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng tăng. Theo ông Trang, việc phát triển các nguồn điện phải bảo đảm cơ cấu hợp lý, vừa đáp ứng nhu cầu tăng trưởng kinh tế, vừa duy trì an toàn hệ thống và an ninh năng lượng quốc gia.

Để thực hiện mục tiêu này, bên cạnh trách nhiệm hoàn thiện cơ chế, chính sách của cơ quan quản lý, các nhà đầu tư cần chủ động xây dựng chiến lược phù hợp, bảo đảm năng lực tài chính và kinh nghiệm triển khai dự án.

Đặc biệt, việc phát triển điện gió ngoài khơi và các nguồn năng lượng mới đòi hỏi nguồn vốn rất lớn, cần huy động sự tham gia của nhiều thành phần kinh tế.

"Mục tiêu cao nhất của ngành điện là bảo đảm cung ứng đủ điện, có chất lượng, an toàn và ổn định, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội", ông Trang nhấn mạnh.

Từ góc độ chuyên gia, ông Nguyễn Anh Tuấn, Phó chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, đề xuất cần xác định rõ thứ tự ưu tiên các giải pháp nhằm giải quyết bài toán cung ứng điện trong ngắn hạn và dài hạn.

Theo đó, giải pháp cấp thiết trước mắt là đẩy mạnh phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Cùng với đó, cần tập trung tháo gỡ vướng mắc cho các dự án nguồn điện đang triển khai, trong đó có khoảng 4.000-5.000 MW công suất có khả năng hoàn thành trước năm 2030.

Việc sớm đưa các dự án này vào vận hành sẽ góp phần bổ sung nguồn cung cho hệ thống. Bên cạnh đó, ông Tuấn đề xuất tăng cường nhập khẩu điện như một giải pháp cấp bách, dù có thể phát sinh những rủi ro liên quan đến an ninh năng lượng. Vì vậy, cần cân nhắc giữa lợi ích và nguy cơ, đồng thời có biện pháp kiểm soát phù hợp.

Về dài hạn, đặc biệt sau năm 2030, ông đề xuất tập trung phát triển điện gió ngoài khơi và điện hạt nhân.

Ông Nguyễn Anh Tuấn, Phó chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam.

Đáng chú ý, ông Tuấn cho biết quan điểm của Hiệp hội về thứ tự ưu tiên phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng đã thay đổi. Trước đây, hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) từng được xem là giải pháp ưu tiên thứ hai, nhưng hiện được đề xuất đưa xuống nhóm ưu tiên cuối cùng.

Lý giải quan điểm này, ông cho rằng hệ thống lưu trữ không tạo ra điện năng mà chỉ tích trữ và cung cấp lại lượng điện đã sản xuất, đồng thời phát sinh tổn thất trong quá trình vận hành.

Chẳng hạn, đối với thủy điện tích năng, mức tổn thất khoảng 25%, tương đương khi sử dụng 100 đơn vị điện năng để tích trữ, lượng điện thu hồi chỉ khoảng 75 đơn vị. Do đó, cần đánh giá kỹ hiệu quả đầu tư, nhất là khi triển khai hệ thống lưu trữ quy mô lớn.

Chủ động nhiên liệu, tháo gỡ điểm nghẽn thị trường điện

Bên cạnh phát triển nguồn điện mới, bảo đảm nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện hiện hữu tiếp tục là nhiệm vụ quan trọng.

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đến năm 2030, công suất nhiệt điện than dự kiến đạt khoảng 31.055 MW, chiếm 13,1-16,9% tổng công suất nguồn điện. Về dài hạn, các nhà máy được định hướng chuyển đổi sang nhiên liệu sinh khối hoặc amoniac.

Ông Trần Hải Bình, Phó tổng giám đốc Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) cho biết, năm 2026, TKV và Tổng công ty Đông Bắc dự kiến cung cấp kỷ lục 50,8 triệu tấn than cho sản xuất điện, lần lượt là 42 triệu tấn và 8,8 triệu tấn.

Ông Trần Hải Bình, Phó tổng giám đốc Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam.

Năm 2027, các nhà máy điện đề nghị ký hợp đồng với TKV khoảng 42 triệu tấn than. Trong bối cảnh khai thác trong nước ngày càng khó khăn do các mỏ xuống sâu, địa chất phức tạp và chi phí tăng, TKV phải đẩy mạnh nhập khẩu để bảo đảm nguồn cung.

Theo đó, nhu cầu nhập khẩu than của TKV dự kiến khoảng 20 triệu tấn, gồm 11,4 triệu tấn phục vụ pha trộn với than trong nước và 8,6 triệu tấn than bitum, bán bitum cấp trực tiếp cho các nhà máy nhiệt điện Duyên Hải 3, Vĩnh Tân 4. Riêng Tổng công ty Đông Bắc dự kiến cung cấp khoảng 6,6 triệu tấn cho Quảng Trạch 1 và Duyên Hải 3 mở rộng.

Tuy nhiên, theo lãnh đạo TKV, việc chưa có hợp đồng mua than dài hạn đang đặt ra khó khăn trong bảo đảm nguồn cung. Vì vậy, TKV kiến nghị xem xét lộ trình tăng tỷ lệ nhập khẩu, đồng thời đề nghị Chính phủ và Bộ Công thương thúc đẩy hợp tác năng lượng với các nước xuất khẩu than lớn, đặc biệt là Indonesia, tạo điều kiện để doanh nghiệp thiết lập quan hệ chiến lược và ký hợp đồng mua than dài hạn.

Đối với nguồn than từ Lào, TKV kiến nghị tiếp tục thúc đẩy hợp tác giữa hai Chính phủ, tháo gỡ vướng mắc về giá mua, hạ tầng giao thông và chi phí vận tải.

Cùng với việc chủ động nhiên liệu, hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh được xem là giải pháp quan trọng để thu hút đầu tư và nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống.

Ông Hà Đăng Sơn, Chủ tịch Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và Tăng trưởng xanh cho biết, Việt Nam đã trải qua giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh và đang phát triển thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

Tuy nhiên, hiện vẫn còn nhiều nhà máy điện chưa trực tiếp tham gia chào giá trên thị trường, mà thực hiện mua bán điện thông qua hợp đồng. Đáng chú ý, dù có lợi thế về chi phí biên thấp, nhiều nhà đầu tư điện gió, điện mặt trời vẫn e ngại tham gia thị trường điện cạnh tranh.

Theo ông Sơn, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) được xây dựng nhằm tạo thêm các bên mua điện, thay vì chỉ phụ thuộc vào một bên mua duy nhất, qua đó mở rộng cơ hội giao dịch và hỗ trợ nhà đầu tư tiếp cận nguồn vốn.

Ông Hà Đăng Sơn, Chủ tịch Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và Tăng trưởng xanh.

Tuy nhiên, doanh nghiệp mua điện trực tiếp phải thanh toán đầy đủ chi phí hệ thống, bao gồm truyền tải, phân phối và các dịch vụ phụ trợ. Trong khi đó, một số nhà đầu tư vẫn kỳ vọng chỉ phải trả mức phí tối thiểu để tiếp cận nguồn điện sạch.

Ông Sơn nhấn mạnh, nguyên tắc quan trọng trong xây dựng cơ chế DPPA, cũng như tinh thần Nghị quyết 70, là giá điện phải phản ánh đúng, đủ chi phí thực tế, tránh tình trạng bù chéo giữa các nhóm khách hàng.

Đặc biệt, với những ngành công nghiệp công nghệ cao như sản xuất bán dẫn, yêu cầu không chỉ là điện sạch mà còn phải bảo đảm chất lượng và độ ổn định cung cấp điện ở mức cao, kéo theo chi phí hệ thống và dịch vụ phụ trợ lớn hơn.

Từ thực tế đó, trong quá trình xây dựng cơ chế đã có những đề xuất mở rộng phạm vi nguồn điện tham gia, trong đó có điện khí LNG, nhằm đáp ứng yêu cầu cung ứng điện ổn định cho các ngành sản xuất đặc thù.

Dẫn kinh nghiệm Malaysia, ông Sơn cho biết, cơ chế mua bán điện trực tiếp của nước này về cơ bản không khác nhiều so với Việt Nam. Tuy nhiên, Malaysia có lợi thế về nguồn khí đốt sản xuất trong nước, giúp giảm chi phí nhiên liệu so với Việt Nam phải nhập khẩu khí.

Từ những vấn đề đặt ra, các ý kiến cho thấy việc bảo đảm đủ điện cho tăng trưởng kinh tế cần được giải quyết đồng thời trên nhiều phương diện. Trong đó, ưu tiên tháo gỡ vướng mắc cho các dự án nguồn điện, chủ động nhiên liệu, huy động nguồn lực đầu tư và hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh là những nhiệm vụ quan trọng để đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng, đồng thời duy trì vận hành hệ thống an toàn, ổn định.