Kiến giải tồn tại

Chỉ hơn 1 năm (sau khi ban hành Nghị định 57 về cơ chế mua bán điện trực tiếp - DPPA và Nghị định 58 về phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ), Chính phủ tiếp tục ban hành Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26/6/2026 nhằm sửa đổi, bổ sung một số quy định của hai nghị định này. Việc điều chỉnh chính sách trong thời gian ngắn cho thấy cơ quan quản lý nhà nước đã kịp thời tiếp thu những vướng mắc phát sinh từ thực tiễn để hoàn thiện khung pháp lý cho quá trình chuyển dịch năng lượng. Những sửa đổi này không chỉ tháo gỡ các rào cản đối với điện mặt trời mái nhà và DPPA, mà còn đánh dấu bước chuyển đáng chú ý trong tư duy chính sách - từ kiểm soát bằng các giới hạn hành chính, sang khai thác hiệu quả nguồn năng lượng tái tạo trên cơ sở bảo đảm an toàn vận hành hệ thống điện. Đây được xem là một bước đi quan trọng trong lộ trình hiện thực hóa Quy hoạch điện VIII điều chỉnh và thị trường điện cạnh tranh.

Ngày 29/6/2026 đánh dấu một cột mốc mới của quá trình chuyển dịch năng lượng tại Việt Nam khi sàn giao dịch carbon chính thức đi vào vận hành thí điểm và ghi nhận những giao dịch hạn ngạch phát thải khí nhà kính đầu tiên. Giá giao dịch ban đầu khoảng 130.000-136.000 đồng cho mỗi tấn CO₂ tương đương (CO₂e) tuy còn khiêm tốn, nhưng mang ý nghĩa vượt xa giá trị của một giao dịch tài chính thông thường. Lần đầu tiên, phát thải khí nhà kính tại Việt Nam bắt đầu được lượng hóa thành một loại tài sản có thể giao dịch trên thị trường.

Kiến nghị của EVN về việc cần làm rõ hiệu quả của các dự án điện mặt trời mặt đất và điện mặt trời nổi có tích hợp hệ thống pin lưu trữ (BESS) đang mở ra một cuộc thảo luận quan trọng về cách thức đánh giá các khoản đầu tư phục vụ chuyển dịch năng lượng. Trong khi chi phí lưu trữ làm gia tăng vốn đầu tư và ảnh hưởng đến hiệu quả tài chính của dự án, thì ở góc độ vận hành hệ thống điện, BESS lại được xem là một trong những giải pháp quan trọng để tích hợp nhiều hơn năng lượng tái tạo. Vấn đề vì vậy không nằm ở việc pin lưu trữ có cần thiết hay không, mà ở chỗ làm thế nào để lượng hóa và định giá đầy đủ những lợi ích mà công nghệ này mang lại cho toàn hệ thống điện.

Ngày 11/6/2026, dự án Nhà máy Điện gió Risen Phù Yên, công suất 80 MW chính thức được động thổ tại tỉnh Sơn La. Nếu chỉ nhìn ở góc độ quy mô, đây không phải là dự án điện gió lớn nhất Việt Nam, cũng không phải dự án đầu tiên được triển khai tại khu vực miền núi phía Bắc. Tuy nhiên, điều khiến dự án thu hút sự chú ý của giới chuyên môn lại nằm ở một khía cạnh khác: Tốc độ triển khai hiếm thấy trong lĩnh vực đầu tư năng lượng. Đề cập đến nội dung này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có bài phân tích dưới đây để bạn đọc cùng tham khảo.

Khác với giai đoạn 2022-2023, nguy cơ lớn nhất của hệ thống điện Việt Nam hiện nay không còn là thiếu sản lượng điện, mà là suy giảm dự phòng công suất trong các thời điểm phụ tải cực đại. Đây chính là bài toán trung tâm của an ninh điện mùa hè 2026 và những năm tới, khi tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện đang vượt xa tốc độ bổ sung các nguồn điện nền quy mô lớn.

Báo cáo “Quản lý tài nguyên gió, xung đột hiệu ứng tổn thất gió (Wake effect) tại Việt Nam - Thách thức pháp lý và giải pháp kỹ thuật” của các tác giả thuộc Viện Nghiên cứu ứng dụng Năng lượng thông minh (iSEAR), Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam và Trường Cao đẳng Điện lực TP. Hồ Chí Minh sẽ phân tích chuyên sâu về tổn thất gió ngoại vi, cũng như an toàn kết cấu công trình điện gió.

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu đưa vào vận hành 6.000 MW điện gió ngoài khơi vào năm 2030. Tuy nhiên, trong khi một dự án điện gió ngoài khơi thường cần từ 6-8 năm để phát triển từ giai đoạn khảo sát đến vận hành thương mại, Việt Nam hiện vẫn chưa có dự án nào được chấp thuận chủ trương đầu tư và cũng chưa hoàn thiện đầy đủ cơ chế lựa chọn nhà đầu tư. Khi quỹ thời gian chỉ còn hơn 4 năm, câu hỏi không còn là liệu có đạt được 6.000 MW hay không, mà là liệu Việt Nam có kịp đưa những MW điện gió ngoài khơi thương mại đầu tiên vào vận hành trước năm 2030 hay không? Phân tích, nhận định của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Diễn đàn “Hoàn thiện quy định phát triển các chuỗi dự án khí - điện và hệ thống lưu trữ năng lượng của Việt Nam giai đoạn 2026-2030” tổ chức ngày 22/4/2026 tại Hà Nội đã phát đi một thông điệp mang tính cảnh báo: Hệ thống điện Việt Nam đang thay đổi nhanh hơn khả năng thích ứng của cấu trúc vận hành hiện tại. Khi năng lượng tái tạo gia tăng mạnh, phụ tải biến động ngày càng khó dự báo, hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) không còn là một lựa chọn công nghệ, mà trở thành điều kiện bắt buộc. Nếu không sớm hoàn thiện thể chế và phát triển BESS, nguy cơ mất cân bằng cung - cầu theo thời gian, gia tăng chi phí vận hành và suy giảm độ tin cậy hệ thống là hoàn toàn hiện hữu trong giai đoạn 2026-2030.

Việt Nam đã chính thức thông qua chủ trương đầu tư tuyến đường sắt tốc độ cao Bắc - Nam với tốc độ thiết kế 350 km/h, tổng vốn dự kiến khoảng 67 tỷ USD. Đây không chỉ là dự án giao thông lớn nhất lịch sử hiện đại, mà còn kéo theo yêu cầu tái cấu trúc đồng bộ hệ thống hạ tầng năng lượng quốc gia, đặc biệt là điện lực. Một đoàn tàu tốc độ 350 km/h không chỉ cần đường ray hiện đại, tín hiệu thông minh, hay nhà ga quy mô lớn, mà phía sau còn là hệ thống điện có độ ổn định rất cao, công suất lớn, khả năng điều độ linh hoạt và mạng lưới truyền tải phát triển đồng bộ dọc hành lang Bắc - Nam. Câu hỏi đặt ra là: Đường sắt tốc độ cao tiêu thụ điện như thế nào? Việt Nam cần chuẩn bị gì về nguồn điện, lưới điện và cơ chế vận hành để đáp ứng hệ thống giao thông điện hóa quy mô lớn này trong tương lai? Phân tích, nhận định của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Với việc khung giờ cao điểm mới dồn toàn bộ vào khoảng từ 17h30 đến 22h30, các doanh nghiệp vừa và nhỏ (SME) đang đối mặt với một phép thử lớn về chi phí vận hành. Trong khi khối sản xuất có thể linh hoạt chuyển dịch ca làm việc, nhóm nhà hàng, quán ăn buổi tối (F&B) với đặc thù “phụ tải cứng” lại cần những giải pháp hỗ trợ đặc biệt về công nghệ và tài chính để thích ứng với quy tắc mới của ngành điện.

Tại cuộc họp ngày 19/5/2026 về dự thảo Nghị định hướng dẫn cơ chế đặc thù phát triển năng lượng theo Nghị quyết của Quốc hội, hai Phó thủ tướng Chính phủ: Phạm Gia Túc và Lê Tiến Châu đã dành nhiều thời gian cho vấn đề điện gió ngoài khơi - lĩnh vực được xem là “trụ cột mới” trong chiến lược chuyển dịch năng lượng của Việt Nam. Từ nội dung thảo luận, kết luận tại cuộc họp, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có một số phân tích, nhận định dưới đây.

Việc Bộ Công Thương ban hành Thông tư 20/2026/TT-BCT ngày 17/4/2026 (Thông tư 20) sửa đổi cơ chế giá điện cho các dự án năng lượng tái tạo nhỏ được xem là bước điều chỉnh cần thiết trong bối cảnh nhiều vướng mắc kéo dài chưa được xử lý dứt điểm. Tuy nhiên, câu hỏi đặt ra là: Liệu những thay đổi này đã đủ để khơi thông dòng đầu tư và tạo động lực phát triển cho các nguồn điện phân tán, hay mới chỉ dừng lại ở mức “gỡ kỹ thuật” mà chưa chạm đến những điểm nghẽn cốt lõi của thị trường điện? Phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Trong bối cảnh việc thực hiện Quy hoạch điện VIII và bản Điều chỉnh gần như chắc chắn không đạt mục tiêu đặt ra cho năm 2030 về cơ cấu nguồn điện, do đó, việc điều chỉnh mục tiêu lớn nhất là đạt phát thải ròng bằng “0” (Net Zero) vào năm 2050 cần được xem xét nghiêm túc. Các khía cạnh của cam kết của Việt Nam tại COP26 cần được cân nhắc lại... Phân tích, đề xuất của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Quyết định 963/QĐ-BCT, ngày 22/4/2026, quy định khung giờ cao điểm, thấp điểm và giờ bình thường của hệ thống điện quốc gia không chỉ là một thay đổi mang tính kỹ thuật. Đây là bước chuyển quan trọng trong cách điều tiết tiêu dùng điện theo tín hiệu thị trường, trong bối cảnh phụ tải biến động mạnh, năng lượng tái tạo gia tăng và áp lực chi phí hệ thống ngày càng lớn. Với người sử dụng điện, “giờ điện” giờ đây không còn là khái niệm hành chính, mà trở thành một biến số tài chính cần được tính toán mỗi ngày. Phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Trong bối cảnh rủi ro địa chính trị gia tăng và thị trường năng lượng toàn cầu biến động mạnh, Amperes (Công ty TNHH Liên danh Tài nguyên môi trường quốc tế và Hệ thống năng lượng Australia-Mekong) - đơn vị tư vấn thuộc Alluvium Group, chuyên hỗ trợ chính phủ, doanh nghiệp, cộng đồng trong chuyển dịch năng lượng công bằng và bền vững, công bố bài phân tích các tác động đến hệ thống điện Việt Nam. Trên cơ sở đó, bài viết đưa ra bốn nhóm khuyến nghị chính sách trọng tâm: Thúc đẩy đấu thầu cạnh tranh năng lượng tái tạo, phát triển điện mặt trời mái nhà, xây dựng cơ chế chi trả công suất cho nguồn linh hoạt và tăng cường khả năng chống chịu của chuỗi cung ứng năng lượng.