Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII - Đan xen thách thức, cơ hội cho phát triển năng lượng tái tạo

Phân tích các tác động của Nghị định 58/2025 tới phát triển năng lượng mới và tái tạo ở Việt Nam Nghị định 58/2025/NĐ-CP của Chính phủ (ngày 3/3/2025) quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực liên quan đến phát triển điện năng lượng tái tạo và năng lượng mới. Nghị định thể hiện một bước tiến quan trọng của Chính phủ trong việc tạo khung pháp lý và chính sách ưu đãi nhằm thúc đẩy phát triển năng lượng mới, tái tạo (trên cả quy mô dân dụng, lẫn quy mô công nghiệp). Dưới đây là phân tích, nhận định của chuyên gia về một số tác động từ chính sách nêu trên đến phát triển các nguồn năng lượng gió, mặt trời và hydrogen xanh, amoniac xanh... tại Việt Nam trong thời gian sắp tới.

Ngày 15/4/2025, tại Quyết định số 768/QĐ-TTg, Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt “Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050” (gọi tắt là Điều chỉnh QHĐ VIII). Sau gần 2 năm thực hiện QHĐ VIII, đây là việc cần thiết, đúng chu kỳ rà soát quy hoạch theo luật định. Từ kiểm điểm việc thực hiện những định hướng, mục tiêu trong QHĐ VIII, trên cơ sở cập nhật các chủ trương lớn của Đảng và khi quyết định phấn đấu tăng trưởng GDP năm 2025 đạt 8% và tăng hai con số trong giai đoạn 2026-2030, Chính phủ ‘điều chỉnh’ mục tiêu, cũng như các dự án quan trọng quốc gia nhằm tiếp tục đảm bảo an ninh cung cấp điện trong tình huống mới, đồng thời giữ vững định hướng giảm phát thải carbon cho phát triển bền vững.

Có thể thấy, trong Quyết định 768, với nhu cầu điện được dự báo tăng cao, có những mục tiêu và cơ hội phát triển các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) lớn hơn nhiều so với QHĐ VIII, nhưng cũng đặt ra nhiều thách thức cho việc thực hiện thành công trong vòng 5 năm tới.

Mục tiêu lớn phát triển NLTT giai đoạn 2026-2030:

Trong Kịch bản cơ sở và Kịch bản cao của Điều chỉnh QHĐ VIII, mục tiêu tăng NLTT là khá tham vọng. Cụ thể, đến năm 2030 các nguồn này tăng thêm so với năm 2024 là:

1. Điện mặt trời (ĐMT) tăng thêm 29.787 và 56.800 MW.

2. Điện gió (ĐG) tăng thêm 20.197 và 32.160 MW, chưa kể 6.000 MW điện gió ngoài khơi (tính khả thi thấp).

3. Nguồn điện sinh khối và rác tăng thêm 2.569 và 4.471 MW.

4. Nguồn linh hoạt đạt 2.000 và 3.000 MW, vốn chỉ có 300 MW trong QHĐ VIII.

5. Thủy điện tích năng đạt 2.400 và 6.000 MW.

6. Pin lưu trữ đạt 10.000 và 16.270 MW, trong khi QHĐ VIII chỉ có 300 MW.

Các nguồn nhiệt điện cơ bản vẫn giữ như QHĐ VIII, Điều chỉnh QHĐ VIII có đẩy sớm hơn một vài dự án điện LNG ở vị trí thuận lợi về điều kiện hạ tầng và gần trung tâm phụ tải (như Hải Phòng giai đoạn 1 là 1.500 MW, Hiệp Phước giai đoạn là 1.500 MW) và cân nhắc có thể đẩy lùi một vài dự án khác do chậm chọn chủ đầu tư, hoặc có khó khăn về điều kiện xây dựng hạ tầng kèm theo.

Điểm đặc biệt trong Điều chỉnh QHĐ VIII là bổ sung các dự án nhà máy điện hạt nhân (ĐHN) Ninh Thuận 1 và 2, đưa vào giai đoạn 2030-2035. Chương trình ĐHN vốn đã dừng quá trình phát triển từ cuối năm 2016. Trong QHĐ VIII, điện hạt nhân cũng xuất hiện tại 1 trong các kịch bản phân tích độ nhạy, nhưng chưa được lựa chọn trong phương án chính. Đây cho thấy là một chủ trương đúng đắn của Đảng và Chính phủ khi quyết tâm tái khởi động chương tình điện hạt nhân, lựa chọn phát triển một loại hình nguồn điện nền ổn định, không phát thải carbon trong vận hành, phù hợp với định hướng trung hòa carbon.

Việc hoàn thành Điều chỉnh QHĐ VIII chỉ trong khoảng thời gian hơn 4 tháng chứng tỏ nỗ lực lớn, trách nhiệm cao của Bộ Công Thương, cũng như Viện Năng lượng (cơ quan tư vấn) khi hoàn thành khối lượng nghiên cứu rất lớn.

Cơ hội cho phát triển NLTT và các loại hình dịch vụ phụ trợ hệ thống:

1. Về điện mặt trời (ĐMT): Chúng ta biết, năm 2024 hệ thống điện có tổng công suất 16.672 MW các nguồn ĐMT (trong đó có 7.722 MW ĐMT mái nhà). Đến năm 2030 phát triển ĐMT các loại có thêm tới 29.787 và 56.800 MW là con số rất lớn. Các dự án ĐMT được phân bổ theo tên dự án và địa chỉ tỉnh, thành cụ thể.

Tổng hợp theo Phụ lục của Điều chỉnh QHĐ VIII, Bảng 2 và Bảng 14 - Danh mục dự án ĐMT tập trung đến năm 2030 (theo các tỉnh) có tổng 58.887 MW (trong đó có 25.229 MW ĐMT mái nhà); miền Bắc 30.630 MW, miền Trung 16.100 MW và miền Nam là 12.157 MW; có nhiều tỉnh quy mô ĐMT lên tới hàng nghìn MW như: Sơn La, Yên Bái, Lai Châu, Bắc Giang, Bắc Ninh... Điều này cho thấy ĐMT đã được ưu tiên hơn ở miền Bắc - nơi đang có nguy cơ thiếu nguồn bổ sung.

Mặt khác, các dự án ĐMT nổi trên các hồ thủy lợi, thủy điện được chú trọng hơn nhiều, là các dự án không chiếm đất và còn tận dụng công năng lưới điện của các nhà máy thủy điện, giảm chi phí đầu tư và tăng hiệu quả khi kết hợp vận hành hai loại hình nhà máy.

2. Về điện gió (ĐG): Chúng ta hiện đang có gần 5.900 MW điện gió trên bờ và gần bờ, quy mô tăng thêm từ 3 đến hơn 5 lần công suất điện gió trong 5 năm tới là cơ hội rất lớn cho các nhà đầu tư điện sạch. Tổng hợp theo Phụ lục Bảng 12 và 13, tổng công suất điện gió trên bờ và gần bờ năm 2030 là 30.075 MW, trong đó nhiều tỉnh có quy mô lên tới hàng nghìn MW như: Hà Tĩnh, Bình Định, Ninh Thuận, Trà Vinh, Sóc Trăng. Mặc dù có quan ngại về thời gian đầu tư xây dựng điện gió ngoài khơi (ĐGNK) không kịp mục tiêu năm 2030, nhưng Thủ tướng Chính phủ vẫn để các nhà đầu tư thực hiện các bước từ bây giờ để không chững lại các công việc cần thiết như khảo sát biển, đo gió...

Lưu ý rằng, từ khi chấm dứt cơ chế hỗ trợ giá FIT cho NLTT đến nay, công suất các nguồn này đưa vào rất thấp (khoảng 1.200 MW điện gió) và hầu như không có dự án ĐMT mặt đất nào.

Đồng thời, các thành tố quan trọng về dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, tạo điều kiện cho vận hành hiệu quả các nguồn “đỏng đảnh”, thất thường như ĐG, ĐMT đã được bổ sung quy mô rất lớn, tới 2.000-3.000 MW nguồn linh hoạt và 10.000-16.700 MW pin lưu trữ (BESS), gấp 10 lần so với QHĐ VIII. Thủy điện tích năng cũng tăng quy mô từ 2.400 MW trong QHĐ VIII lên tới 6.000 MW. Đây là các loại hình đầu tư hệ thống dịch vụ mới và cũng là cơ hội mới cho nhiều nhà đầu tư trong và ngoài nước.

Nhưng, các thách thức không nhỏ:

Bên cạnh các cơ hội lớn về phát triển NLTT, các thách thức cũng xuất hiện song hành:

Thứ nhất: Với quy mô các nguồn NLTT không thể điều độ như ĐMT, ĐG nêu trên, có thể ước tính số lượng các dự án này dự kiến đưa vào trong hơn 5 năm tới rất lớn. Nếu trung bình mỗi dự án có quy mô khoảng 50 MW, sẽ ước tính tổng số dự án ĐMT khoảng từ 600-1.100 dự án, còn điện gió từ 400-640 dự án. Số lượng dự án lớn sẽ yêu cầu nhân lực, thời gian để làm các thủ tục đấu thầu, chọn thầu, phê duyệt chủ trương đầu tư, thương thảo hợp đồng mua bán điện, giám sát, quản lý xây dựng và công nhận vận hành thương mại. Đây là thách thức với chính quyền các tỉnh, thành, đồng thời EVN - bên mua điện cũng cần nguồn nhân lực lớn để có thể hoàn thành các thủ tục cần thiết.

Thứ hai: Quy mô công suất các loại hình nguồn linh hoạt, pin lưu trữ, thủy điện tích năng sẽ dự kiến xây dựng rất lớn, khi chúng ta đang ở điểm xuất phát gần như bằng không, cho thấy đây cũng là thử thách không nhỏ. Đặc điểm các loại hình này là số giờ phát điện rất thấp so với nguồn truyền thống. Điều quan trọng là các loại hình như vậy cũng chưa có các điều kiện tiên quyết để huy động đầu tư - đó là quy định giá mua từ thị trường và giá bán cho thị trường điện.

Thứ ba: Khối lượng vốn đầu tư cho các dự án điện (cả nguồn và lưới) tăng lên đáng kể trong 5 năm tới. Trong QHĐ VIII, ước tính tổng vốn đầu tư cho ngành điện giai đoạn 2021-2030 (10 năm) là 134,7 tỷ USD, trung bình mỗi năm 13,5 tỷ USD. Trong Điều chỉnh QHĐ VIII con số này là 136,3 tỷ USD trong giai đoạn 5 năm từ 2026-2030. Như vậy, mỗi năm cần 27,6 tỷ USD - gấp đôi so với QHĐ VIII. Các tập đoàn điện lực lớn của Nhà nước cũng chỉ đủ khả năng tập trung vào đầu tư một vài dự án trọng điểm như điện khí, LNG, điện hạt nhân, một vài dự án điện gió ngoài khơi và các dự án lưới điện cốt lõi, còn hầu như phải trông cậy và nguồn lực tư nhân, nhất là các nguồn NLTT.

Vậy, các yếu tố “thị trường” đã đủ để huy động được nguồn vốn và nhân lực “khủng” nói trên?

Một vài đề xuất, gợi ý để tăng cơ hội, vượt qua thách thức, thực hiện tốt Quy hoạch:

Thứ nhất: Điều đáng mừng là trước khi phê duyệt Điều chỉnh QHĐ VIII, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Nghị định số 72/2025/NĐ-CP ngày 28/2/2025 “Quy định về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân”, trong đó nêu: “Khi giá bán lẻ điện bình quân giảm từ 1% trở lên so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh giảm tương ứng” và “Khi giá bán lẻ điện bình quân tăng từ 2% trở lên so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh tăng”…

Tiếp theo, Chính phủ cũng ban hành Quyết định số 07/2025/QĐ-TTg ngày 31/3/2025 “Quy định khung giá của mức giá bán lẻ điện bình quân”, trong đó giá bình quân tối thiểu là 1.826,22 đồng/kWh, giá bình quân tối đa là 2.444,09 đồng/kWh.

Nếu các quy định này được thực hiện nghiêm túc sẽ là yếu tố quan trọng để huy động nguồn vốn đầu tư, khi giá điện cần phù hợp để hoàn lại đủ các chi phí đầu vào và nhà đầu tư dự án điện cần có lợi nhuận hợp lý tối thiểu. Chủ trương của Nhà nước là tránh tăng giá điện tác động xấu đến sản xuất và đời sống người dân, nhưng các yếu tố đầu vào cho dịch vụ cung ứng điện sẽ luôn có xu hướng tăng thêm trong bối cảnh Việt Nam đang cạn dần các nguồn tài nguyên giá rẻ.

“Tính đúng, tính đủ” chi phí sản xuất điện đã được nhấn mạnh trong mọi văn bản quy hoạch điện qua các thời kỳ. Nếu giữ giá điện rẻ mãi, sẽ không có ai đầu tư vào nguồn, lưới điện.

Thứ hai: Với số lượng rất lớn các dự án NLTT và thời gian chỉ có 5 năm để đưa vào, các bộ, ngành liên quan, cũng như các địa phương cần phải nhận diện rõ các thách thức, bắt tay ngay vào chuẩn bị lực lượng quản lý - giám sát dự án, tăng tính trách nhiệm và giảm thiểu các nguy cơ “xin cho”, “bôi trơn” và tránh xảy ra các hệ lụy như nhiều dự án NLTT sai phạm mấy năm qua. EVN cũng sẽ cần bố trí đủ nguồn lực để rà soát và thương thảo hợp đồng mua bán điện với rất nhiều chủ đầu tư NLTT để rút ngắn thời gian thủ tục.

Tham khảo các kiến nghị, Bộ Công Thương vừa ban hành Quyết định số 988/QĐ-BCT ngày 10/4/2025 về “Phê duyệt khung giá phát điện áp dụng cho loại hình nhà máy điện mặt trời”, trong đó mức giá ĐMT ở miền Bắc cao nhất, sau đó đến miền Trung và miền Nam; giá ĐMT có hệ thống pin lưu trữ được mua với mức cao hơn 13,6% so với nhà máy không lắp đặt pin. Đây là một tín hiệu tốt cho khuyến khích đầu tư phát triển ĐMT ở những địa phương có bức xạ kém hơn, nhưng gần trung tâm phụ tải.

Thứ ba: Các cơ quan có thẩm quyền cần sớm cho nghiên cứu tính toán, ban hành các khung giá cho loại hình dịch vụ phụ trợ hệ thống mới nêu trên như: Pin lưu trữ, nguồn linh hoạt, thủy điện tích năng… Để có tín hiệu rõ ràng cho các nhà đầu tư tiềm năng loại dịch vụ này, kịp thời huy động nguồn lực thực hiện. Các dự án loại này cũng là loại quan trọng, cần ưu tiên. Nếu thiếu sự đồng bộ đầu tư xây dựng các cơ sở dịch vụ hệ thống này, có phát triển bao nhiêu công suất ĐMT, ĐG cũng không thể vận hành an toàn được hệ thống và thị trường điện, đảm bảo đủ điện.

Cần lưu ý rằng, các công trình thủy điện tích năng quy mô trên dưới 1.000 MW thường phải cần 6-7 năm (từ khi khởi công, đến khi hoàn thành đưa vào vận hành).

Thứ tư: Tiếp sau điều chỉnh Quy hoạch, cần sớm có Kế hoạch thực hiện Quy hoạch (KHTH), vì KHTH cần xác định các nguồn phải đưa vào trong các năm 2027-2028 theo địa phương, theo miền để chủ động điều hành, trong khi vẫn còn nhiều lo ngại về việc chậm trễ dự án điện các năm vừa qua. Nếu cứ để một dải thời gian 2025-2030, như trong Điều chỉnh QHĐ VIII, cho tiến độ các dự án, có thể lại xảy ra nguy cơ thiếu điện trong ngắn hạn.

Mặc dù trong Điều chỉnh QHĐ VIII đã nêu 11 nhóm giải pháp thực hiện quy hoạch, nhưng cảm nhận là các giải pháp đó còn mang tính chung chung, dài hạn. Các lĩnh vực được quan tâm đến trong các nhóm giải pháp là đã bao trùm, cần thiết, nhưng có vẻ chưa “đủ liều”. Trong KHTH cần chỉ rõ các giải pháp ưu tiên, “đột phá” trong ngắn hạn 2-3 và 5 năm tới, nhất là giải pháp về chính sách, khung pháp lý và cơ chế cần thiết ban hành ngay để khuyến khích huy động nguồn lực xã hội.

Cuối cùng, số lượng các dự án NLTT lớn sẽ yêu cầu tăng cường lưới điện tương ứng để tích hợp, truyền dẫn hiệu quả lượng điện phát ra. Tránh sự nghẽn mạch, cắt giảm điện phát, lãng phí tài sản. Ta biết rằng, để đấu nối - truyền tải các nguồn ĐMT, ĐG sẽ cần gấp 2 đến 3 lần khối lượng lưới đi kèm, so với đầu tư nguồn điện truyền thống có cùng sản lượng điện phát ra (do thời gian huy động công suất thiết bị của NLTT chỉ bằng 1/2 tới 1/3 nguồn điện truyền thống, dẫn đến tăng tổng MW cần thiết đầu tư). Lượng vốn đầu tư lưới 110 kV trở xuống không thể được tính đủ trong quy hoạch điện sẽ là gánh nặng cho các đơn vị Nhà nước đầu tư lưới điện. Vì vậy, các nhà đầu tư cần thấy trách nhiệm chia sẻ với các công ty điện lực Nhà nước, đồng thời có thể góp phần đẩy nhanh tiến độ đưa vào mỗi dự án nguồn của chính mình, khi đảm nhiệm xây dựng lưới điện từ điểm dự án tưới điểm nhận của hệ thống./.

NGUYỄN ANH TUẤN (A) - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM